Allemagne : les chiffres clés de l´énergie en 2021

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Les contradictions de la politique énergétique allemande apparaissent au grand jour. D´un côté, les ambitions augmentent : critiqué par la Cour Constitutionnelle, le gouvernement relève l´objectif de réduction des émissions de gaz à effet de serre à 65% d´ici 2030 et avance la neutralité carbone à 2045.  

D´un autre côté, les émissions allemandes sont en hausse d´environ 4,5% par rapport à 2020 et la part des énergies renouvelables dans le mix électrique baisse pour la première fois de manière significative. La production d´électricité à partir des centrales à charbon atteint à nouveau un niveau record mais le gouvernement maintient son calendrier de sortie du nucléaire, une énergie bas carbone.

A l´occasion de la présentation d´un premier bilan le 11 janvier 2022 /22/, Robert Habeck, le nouveau vice-chancelier et Ministre de l´Économie et de la Protection du Climat, constate un retard considérable quant à l´atteinte des objectifs climatiques dans tous les secteurs. Les objectifs climatiques pour 2022 et 2023 sont déjà considérés comme hors d´atteinte et les mesures actuellement engagées sont largement insuffisantes. Tout sera mis en œuvre pour atteindre les objectifs de 2030 définis dans le contrat de coalition du nouveau gouvernement /20/. Pour cela il faut tripler le rythme de réduction des émissions et faire nettement plus en moins de temps. Il est prévu de faire voter deux paquets de mesures d´urgence d´ici à l´été, afin qu´ils entrent en vigueur fin 2022.

Selon les données statistiques provisoires, les résultats énergétiques 2021 se résument comme suit :

  • L´évolution de la consommation d´énergie primaire est à la fois imputable à la crise sanitaire et à des températures globalement plus froides par rapport à 2020. La consommation augmente de 2,6 % par rapport à 2020 mais reste encore inférieure au niveau de 2019. Les énergies fossiles représentent plus des trois quarts de la consommation d´énergie primaire ;
  • La consommation d´électricité augmente de presque 3% suite au rattrapage conjoncturel sans toutefois atteindre le niveau de 2019 ;
  • La production d´électricité renouvelable accuse une baisse de presque 5% par rapport à 2020 notamment en raison d´une forte baisse de la production éolienne. En conséquence, la part des énergies renouvelables dans la consommation brute d´électricité marque un recul à 42,3 % (2020 : 45,6%) ;
  • La lenteur du développement des énergies renouvelables, notamment de l´éolien, met en péril l´objectif du nouveau gouvernement de 80% d´énergies renouvelables dans la consommation brute d´électricité d´ici 2030 ;
  • Progression de la production des centrales à charbon et nucléaires. Le couple lignite/houille est à nouveau la première source de production électrique ;
  • Le solde exportateur s´élève à environ 20 TWh, en léger recul par rapport à 2020 ;
  • Selon une première estimation, les émissions de gaz à effet de serre augmentent d´environ 4,5% (~ 33 MtCO2éq) par rapport à 2020 pour atteindre 772 MtCO2éq. L´Allemagne ne prend pas seulement à nouveau du retard sur son objectif 2020 (- 40% d´émissions de gaz à effet de serre par rapport à 1990) mais s´éloigne aussi de son objectif climatique de 2030 (- 65% d´émissions par rapport à 1990).

Les projets phares du tournant énergétique allemand en 2021 : 

  • Taxe carbone sur les émissions des produits combustibles non couverts par le Système Européen d´Échange de Quotas d´Émissions ;
  • Avenant à la Loi sur les Énergies Renouvelables (EEG 2021) visant une part des énergies renouvelables de 65% à la consommation brute d´électricité d´ici 2030 ;
  • Avenant à la Loi sur la Protection du Climat pour un durcissement de l´objectif climatique (neutralité carbone en 2045) ;
  • Contrat de coalition du nouveau gouvernement visant entre autres une part des énergies renouvelables de 80% à la consommation brute d´électricité et 50% de la chaleur produite de manière climatiquement neutre d´ici 2030 ;
  • Arrêt de 3 centrales nucléaires et 6 centrales à charbon fin 2021Photo BNetzA

Consommation énergétique

Selon AG Energiebilanzen /1/, la consommation d´énergie primaire atteint 3387 TWh (291 Mtep) en 2021, cela correspond à une augmentation de 2,6 % (~ 84 TWh) par rapport à l´année précédente (2020 : 3303 TWh ou 284 Mtep). L´augmentation de la consommation énergétique a été entièrement assurée par des énergies conventionnelles. La contribution des énergies renouvelables est restée globalement au niveau de 2020.

La hausse de la consommation énergétique s´explique par la reprise économique et des températures plus froides par rapport à 2020. Corrigée de l´aléa météorologique la consommation énergétique augmente seulement de 0,6% selon /1/.

Toutefois, la consommation énergétique est encore inférieure au niveau d´avant la crise sanitaire. Le développement énergétique et économique en Allemagne continue d´être influencé par les effets de la pandémie.

Les énergies fossiles continuent de représenter plus des trois quarts de la consommation énergétique. Le pétrole reste l´énergie fossile la plus importante en 2021 suivi par le gaz naturel.

Néanmoins, la consommation des produits pétroliers a connu une réduction de 5,1% par rapport à 2020. Le recul de la part du pétrole dans la consommation d´énergie primaire à 31,8% (2020 : 34,4 %) s´explique en partie par la crise sanitaire et en partie par des effets de réduction de stocks compte tenu de la hausse du prix du combustible.

La consommation de gaz naturel a augmenté de 3,9% par rapport à 2020. La part du gaz naturel dans la consommation d´énergie primaire augmente donc légèrement à 26,7% (2020 : 26,4%). La forte hausse du prix du gaz au second semestre a entraîné un basculement vers d´autres sources d´énergie, comme la houille sur le marché de l´électricité. En revanche la hausse du prix n´a joué aucun rôle dans le besoin en chauffage. Le gaz naturel reste, après le mazout, la principale source d´énergie pour le chauffage en Allemagne.

Le charbon (couple lignite/houille) atteint une part totale de 17,9% de la consommation d´énergie primaire. La consommation de lignite a augmenté de 18,0 % par rapport à 2020, mais est restée inférieure d´environ 3 % par rapport à 2019 et suit donc la tendance baissière à long terme.

La consommation de la houille a augmenté de 17,9 % en 2021. L´utilisation de la houille dans les centrales électriques, qui représente environ la moitié de sa consommation totale, a augmenté d´un quart. La demande de la houille de l´industrie sidérurgique a augmenté de 13%. Comme pour le lignite, cette évolution a été favorisée par la hausse des prix des autres sources d´énergie ainsi que par la baisse de la production renouvelable.

La part du nucléaire dans la consommation d´énergie primaire a légèrement augmenté à 6,2%, soutenue par une consommation d´électricité plus élevée, la production renouvelable en baisse ainsi qu´une augmentation du prix des énergies fossiles et de la tonne de CO2 sur le marché européen.

Fig 1 Energie primaire 2021
Figure 1 : Consommation d´énergie primaire selon /1/La contribution des énergies renouvelables à la consommation d´énergie primaire a légèrement diminué de 0,2% par rapport à 2020 /1/

La contribution des énergies renouvelables à la consommation d´énergie primaire a légèrement diminué de 0,2% par rapport à 2020 /1/. Compte tenu d´une consommation énergétique plus élevée en 2021 leur part dans la consommation d´énergie primaire a en conséquence diminué à 16,1% (2020 : 16,5%)

Consommation et production d´électricité

Le secteur électrique a été influencé en 2021 par des facteurs assez divers :

  • Restrictions de la vie économique et publique dues à la crise sanitaire de la Covid -19 au début de l´année ;
  • Températures globalement plus froides au premier semestre ;
  • Forte baisse de la production éolienne du fait de conditions météorologiques défavorables ;
  • Reprise de l´activité économique aux 2e et 3e trimestres ;
  • Hausse significative du prix de gros sur le marché de l´électricité et de la tonne de CO2 sur le marché européen au cours du second semestre 2021.

La consommation intérieure brute d´électricité a été marquée à la fois par des températures relativement froides au premier semestre et par des effets de rattrapage conjoncturel. En 2021, elle a augmenté de presque 3% pour atteindre environ 562 TWh (2020 : 546 TWh), soit presque le niveau de 2019 (568 TWh).

Le plus grand consommateur d´électricité a été l´industrie, avec une part de 45 %, la part des ménages à la consommation s´élève à 26%.

Sous l´hypothèse que l´électricité produite à partir des énergies renouvelables serait entièrement consommée en Allemagne, leur part dans la consommation brute a baissé plus de 3% et s´élève à 42,3 % contre 45,6% en 2020 /2/.  Conformément aux prescriptions du gouvernement fédéral, il s´agit du taux déterminant pour la réalisation des objectifs en matière d´énergies renouvelables.

La production brute d´électricité a augmenté de 2,7 % à 582 TWh (2020 : 567 TWh). Le mix de production électrique enregistre en 2021 une hausse des sources conventionnelles. Leur part dans la production brute est passée à 59% en 2021 (2020 : 56%). Presque 20% de la production nette de l´Allemagne (554 TWh) ont été fournis par des centrales à cogénération (production injectée dans le réseau public, autoconsommation de l´industrie et installations privées), soit environ 110 TWh /3/.

Depuis 1997, la production d´électricité renouvelable n´a cessé d´augmenter /4/. Les années avec des conditions métrologiques défavorables ont été compensées par l´augmentation de leur capacité installée. En revanche, en 2021 la production des énergies renouvelables accuse un recul de presque 5% par rapport à 2020 /3/, /4/. Leur part dans la production brute d´électricité baisse à environ 41% (2020 : 44%). En cause notamment la forte baisse de la production éolienne en raison des conditions météorologiques défavorables. En outre, l´ajout de nouvelles capacités a été faible en 2019 et 2020.

Fig 2 Production electricite 2020-2021
Figure 2 : Production brute d´électricité en 2021 /3/ (données entre parenthèses pour 2020)

Le tableau 1 ci-dessous détaille la production brute pour chaque filière en 2021 par rapport à 2020 pour l´ensemble du secteur de l´électricité, y compris la production destinée à l´autoconsommation de l´industrie, individuelle et collective.

Le couple lignite/houille a produit presque 21% de plus que l´année précédente et redevient avec 162,6 TWh la première source de production électrique. Le nucléaire a produit environ 7% de plus. En revanche, la production des centrales à gaz a baissé d´environ 6% car, par l´effet du « merit order », elles se sont trouvées derrière les centrales à houille en raison d´une forte augmentation du prix du gaz, malgré le coût élevé des certificats de CO2 sur le marché européen.

Malgré la forte baisse, les éoliennes ont produit avec 177,3 TWh environ la moitié de l´électricité renouvelable sur l´ensemble de l´année. La production des installations photovoltaïques a augmenté d´environ 5% à 51,2 TWh. Cette quantité d´électricité comprend non seulement les injections dans le réseau public (~ 49 TWh), mais aussi l´autoconsommation de l´électricité.

La biomasse, y compris les énergies biogènes, a produit à peu près la même quantité d´électricité que celle de l´année précédente (~50 TWh).

L´hydroélectricité, qui a une importance limitée outre-Rhin, a produit presque 20 TWh en 2021 soit une hausse d´environ 5% par rapport à 2020.

T 1 Tableau Production_Consommation
Tableau 1 : Production et consommation d´électricité 2019 et 2020 selon /3/ (les chiffres de 2021 sont provisoires)

Au cours de la dernière décennie, la production renouvelable a doublé, tandis que la production du couple houille et lignite a reculé de presque 40%. Malgré cela l´année 2021 marque pour la première fois une inversion des tendances de l´évolution des renouvelables et du charbon (cf. figure 3).

Fig 3 Evolution diferentes filieres
Figure 3 : Evolution de la production brute des différentes filières depuis 2010 /3/

L´augmentation de la production renouvelable au cours de la dernière décennie ne cache toutefois pas le fait que la production brute totale bas carbone (énergies renouvelables et nucléaire) est en baisse depuis 2020.

Les énergies renouvelables n´arrivent pas à suppléer la perte de production résultant de l´arrêt de la centrale nucléaire de Philippsburg 2 fin 2019. Le bilan devrait encore s´aggraver après l´arrêt des centrales nucléaires de Gundremmingen unité C, Grohnde et Brokdorf fin 2021 /5/. Déjà dans le passé l´arrêt de centrales nucléaires a eu un impact négatif sur l´évolution de la production bas carbone (figure 4).

Fig 4 co2 frei
Figure 4 : Evolution de la production totale brute bas carbone (énergies renouvelables et nucléaire) selon /3/

Sans qu´une seule tonne de CO2 supplémentaire soit économisée, une augmentation de 25% de la production renouvelable d´ici fin 2022 serait nécessaire pour pallier les 65 TWh nets produits par les six centrales nucléaires en 2021.

Puissance installée

Actuellement l´Allemagne exploite deux parcs de production en parallèle pour une pointe de consommation autour de 82 GW.

Le pays disposait fin 2021 d´un parc de production d´environ 226 GW nets hors systèmes de stockage (STEP, batteries etc.) dont ~ 88 GW de moyens pilotables conventionnels et ~138 GW d´installations renouvelables.

Compte tenu des centrales arrêtées fin 2021 et des centrales en réserve stratégique, environ 73 GW de centrales conventionnelles (y compris les centrales diverses mais hors systèmes de stockage) sont activement sur le marché électrique au début 2022.

Le tableau 2 ci-dessous détaille l´évolution de la puissance totale nette installée du secteur électrique en 2021 et 2020, y compris les centrales de l´industrie servant principalement à l´autoconsommation.

T2 Puissance installee 2021
Tableau 2 : Puissance installée en 2020 et 2021 hors du stockage de l´énergie (stations de transfert d’énergie par pompage (STEP), batteries, etc.) selon /3/ (les chiffres de 2021 sont provisoires)

Centrales conventionnelles

Centrales nucléaires

Baisse de la puissance installée à 4,055 GW à partir du 01.01.2022 par suite de l´arrêt de trois centrales nucléaires (4,058 GW) le 31.12.2021 /3/.

Centrales à houille

Suite aux résultats des deux premiers appels d´offres sur la fermeture anticipée des centrales à houille et centrales à lignite inférieures à 150 MW, un peu plus de 6,2 GW ont été fermés ou retirés du marché en 2021 /3/. De plus environ 3,6 GW sont en réserve stratégique en marge du marché de l´électricité. Ces centrales pourraient être activées en cas de besoin.

Le 01.01.2022 une puissance d´environ 15 GW est activement disponible sur le marché de l´électricité.

Centrales à lignite

Déclassement de 3 centrales à lignite (910 MW au total) le 31.12. 2021 /3/.

Le 01.01.2022 environ 17 GW sont activement disponibles sur le marché de l´électricité et environ 1,9 GW en marge du marché assurant une réserve ultime pour des situations extrêmes. En cas de besoin, ces centrales doivent être opérationnelles dans un délai de 10 jours.

Centrales à gaz

Le 01.01.2022 environ 27,5 GW sont activement sur le marché de l´électricité. Environ 1,57 GW sont en réserve stratégique et 1,06 GW font partie du mécanisme de capacité (voir plus haut)

Centrales au fioul

Le 01.01.2022 environ 3,1 GW sont activement sur le marché de l´électricité. Environ 1,6 GW sont actuellement en réserve stratégique.

Stockage d´énergie

L´Allemagne dispose d´une capacité de stockage totale d´environ 11,8 GW /2/.

Les STEP (Stations de Transfert d´Énergie par Pompage) ont une capacité nette totale de 9,8 GW y compris les installations au Luxembourg et en Autriche qui injectent de l´électricité directement dans le réseau allemand /7/.

Fin 2021, la capacité cumulée des batteries est estimée à environ 2 GW (batteries photovoltaïques et à grande capacité /2/).

Outre la capacité de stockage (GW), la quantité d´électricité stockée (GWh) est un paramètre important, car la capacité de puissance seule ne fournit pas d´informations sur la durée pendant laquelle cette capacité peut être mobilisée. Il convient de faire la distinction entre la quantité de stockage théorique et la quantité réelle. En effet, de nombreux systèmes de stockage par batterie ne sont pas entièrement déchargeables en mode de fonctionnement normal. Ces données ne sont malheureusement pas suffisamment connues.

La durée de fonctionnement à pleine charge des stations de pompage-turbinage est également limitée dans le temps en fonction du niveau de remplissage lorsqu´elles sont appelées. La quantité d´énergie stockée maximale actuellement disponible des STEP connectées au réseau allemand correspond à environ 40 GWh par cycle de charge.

Il n´est donc guère possible d´en tirer une conclusion étayée sur la disponibilité des capacités de stockage en cas de besoin /2/.

Energies renouvelables

La capacité installée des énergies renouvelables a augmenté de 7,5 GW, soit d´environ 6 % par rapport à 2020, pour passer à 138,4 GW. Toutefois, la capacité ajoutée en 2019 et 2020 a été faible et le développement doit être fortement redynamisé pour atteindre les objectifs climatiques à l´horizon de 2030.

Photovoltaïque

Environ 5,8 GWc (~11%) ont été ajoutés, portant la capacité nette totale installée à 59,5 GWc fin 2021. C´est la première fois depuis 2012 que l´installation de capacité photovoltaïque dépasse les 5 GW. Seule la période 2010 – 2012 a connu un rythme d´installation de capacités additionnelles par an plus élevé.

Éolien terrestre

La capacité installée des éoliennes terrestres a augmenté de près de 1,7 GW en 2021, soit environ 3% pour atteindre un total d´environ 56,1 GW. La tendance de développement est certes positive par rapport à 2020 qui a été très faible avec un ajout de seulement 1,2 GW. Mais la construction annuelle de nouvelles éoliennes reste toujours nettement inférieure à celle des années 2014 – 2017.

Éolien en mer

Aucune nouvelle éolienne n´a été ajoutée en 2021. La puissance totale s´élève à 7,8 GW fin 2021.

Biomasse/Hydroélectricité

La capacité installée reste pratiquement inchangée.

Relation entre puissance installée et production réalisée

La puissance nette installée des énergies renouvelables intermittentes (éolien et photovoltaïque) représente plus de la moitié de la puissance totale installée en Allemagne fin 2021. Cependant, éolien et photovoltaïque n´ont produit – lissé sur l´année – qu´environ un tiers de l´électricité en 2021 (voir figure 5). Cela correspond à un facteur de charge moyen 1) d´environ 16%, sans toutefois apporter une contribution durable à la sécurité d´approvisionnement car la production est très fluctuante au cours de l´année.

Fig 5 Capacite_production en pourcent 2021
Figure 5 : puissance nette installée et production nette en pourcentage en 2021 (hors STEP) selon /3/

A titre de comparaison, le nucléaire allemand, qui, avec 8,1 GW nets, représente environ 3,6% de la puissance installée en 2021, a produit 11,3 % nets de l´électricité. Cela correspond à un facteur de charge moyen de 91,6 %.

Faits marquants des énergies renouvelables intermittentes en 2021

Les résultats des énergies renouvelables démontrent les limites de la conversion aux sources renouvelables intermittentes.

Outre de nombreux épisodes de faible production éolienne et photovoltaïque au cours de l´année, une forte variabilité inter-saisonnière et interannuelle des sources renouvelables intermittentes a été à nouveau mise en évidence en 2021.

Normalement l´automne et l´hiver sont les périodes les plus venteuses. En revanche, le premier trimestre 2021 a connu une période assez peu venteuse (voir figure 6).  La production éolienne terrestre a été inférieure de 42 % par rapport au premier trimestre de l´année précédente.

La production éolienne en mer a été en baisse de plus de 7% par rapport à 2020. En cause l´absence de tempêtes hivernales.

Fig 6 Jahresverlauf Wind 2021
Figure 6 : Fluctuation mensuelle de la production éolienne en 2021 et variation en pourcentage par rapport à 2020 /3/

Le photovoltaïque a produit 4,9 % de plus que l´année précédente. Selon le service météorologique allemand, la durée d´ensoleillement a été avec 1 650 heures au-dessus de la moyenne, mais inférieure aux 1 901 heures de 2020 /12/.

Notamment janvier 2021 a été marqué par la pluie et le manque de soleil (voir figure 7). La production était nettement inférieure par rapport à janvier 2020 (- 42,1 %). En revanche, en juin (+ 28,7%) et en octobre (+ 53,8%) la production photovoltaïque a été la plus élevée jamais enregistrée pendant ces mois-ci.

La production hydroélectrique s´est accrue de 5,3 % par rapport à 2020 en raison de fortes précipitations durant les mois d´été /4/.

Fig 7 Jahresverlauf PV_Hydro 2021
Figure 7 : Fluctuation mensuelle de la production photovoltaïque et hydroélectrique en 2021 et variation en pourcentage par rapport à 2020 /3/

Échanges transfrontaliers d´électricité

Le solde des exportations d´électricité de l´Allemagne a baissé au cours des dernières années /3/ et s´élève à environ 20,4 TWh en 2021 (figure 8).

Les échanges transfrontaliers dépendent non seulement de l´offre et de la demande, mais aussi des prix de l électricité dans les pays voisins. Les prix de gros sur le marché day-ahead de chaque pays sont le résultat de cette interaction.

Depuis novembre 2020, l´échange transfrontalier direct entre l´Allemagne et la Belgique est possible via l´interconnexion ALEGrO /8/. En avril 2021, l´interconnecteur NordLink /9/, qui relie la Norvège avec l´Allemagne, est pleinement entré en fonction.

Fig 8 export _ import
Figure 8 : Solde des échanges transfrontaliers d´électricité en TWh selon /3/ (les chiffres de 2021 sont provisoires)

La structure des échanges physiques entre l´Allemagne et les pays voisins a changé. Les exportations vers la Suisse et la France ont augmenté, les importations ont été plus importantes en provenance de la République tchèque et de l´Autriche. Il convient toutefois de noter qu´en raison de la situation centrale de l´Allemagne en Europe, une certaine partie des flux physiques transfrontaliers sont des flux de transit et des flux en boucle.

Pour un pays donné, le solde total des échanges physiques et contractuels devrait, dans l´idéal, être le même.

Modernisation des réseaux de transport

Le développement des réseaux de transport et de distribution est crucial pour la transition énergétique /10/, /11/.

Les gisements de vent, dans le nord du pays, étant géographiquement distants des grands centres de consommation dans l´ouest et sud industriel, l´épine dorsale est constituée par plusieurs tracés nord – sud en courant continu afin de limiter les congestions.

Le plan actuel du réseau de transport prévoit environ 12.240 km terrestres (nouvelles lignes et renforcement des lignes existantes). Seuls 15,1% (1.848 km) étaient réalisés à la fin du troisième trimestre 2021 /10/.

A cela se rajoute la connexion des éoliennes en mer, environ 3650 km à réaliser d´ici 2030.

Le développement des réseaux de distribution est également d´une grande importance pour la mise en œuvre de la transition énergétique. La majorité des installations d´énergies renouvelables décentralisées y est raccordée. De plus, l´électrification des autres secteurs de l´économie conduit à la croissance rapide des nouveaux consommateurs connectés majoritairement au réseau de distribution.

Émissions de gaz à effet de serre

Les émissions de gaz à effet de serre augmentent en 2021 d´environ 4,5% (~ 33 MtCO2éq) par rapport à 2020 pour atteindre 772 MtCO2éq selon la première estimation d´Agora Energiewende /2/. L´Allemagne ne prend pas seulement à nouveau du retard sur son objectif 2020 (- 40% d´émissions par rapport à 1990) mais aussi l´espérance d´atteindre son objectif climatique de 2030 s´amenuise.

Les principales raisons sont l´augmentation de la consommation énergétique due à la reprise économique, à un hiver plus froid avec un besoin de chauffage accru et à une part plus importante d´électricité produite à partir du charbon suite au recul de la production renouvelable.

L´avenant à la Loi sur la Protection du Climat, entré en vigueur fin août 2021, vise une réduction des émissions de gaz à effet de serre de 65% d´ici 2030 par rapport à 1990 (voir plus loin). Pour y arriver la Loi fixe des objectifs juridiquement contraignants en matière d´émissions de gaz à effet de serre pour chaque année et pour chaque secteur économique.

Le secteur de l´énergie enregistre une hausse des émissions de 26 Mt CO2éq en raison d´un mix de production d´électricité plus carboné. Pour ce secteur n´existent que des objectifs sectoriels pour 2020 et 2022. Malgré la forte augmentation des émissions en 2021, ce secteur pourrait encore atteindre son objectif de 2022, soit 257 Mt CO2éq, compte tenu du fait qu´en 2020 les émissions ont été avec 221 Mt CO2éq bien en-dessous de la valeur cible de 280 Mt CO2éq.

En revanche, les objectifs sectoriels fixés pour 2021 n´ont pas été atteints dans les secteurs du bâtiment et des transports. Pour le secteur du bâtiment c´est la deuxième fois consécutive. Les émissions dans ce secteur ont augmenté d´environ 4 % par rapport à l´année précédente et ont dépassé de 12 millions de tonnes de CO2 l´objectif sectoriel de 113 Mt CO2éq pour 2021. La principale raison a été la température plus fraîche accompagnée d´un besoin de chauffage accru.

L´objectif pour le secteur des transports a été manqué de peu malgré des activités économiques réduites en 2021 en raison de la crise sanitaire.

En cas de non-respect des objectifs climatiques, les ministères compétents doivent présenter un programme d´urgence afin de s´engager le plus rapidement possible sur une voie de réduction pour atteindre les objectifs annuels.

La figure 9 montre l´objectif de 2030 et l´évolution des émissions allemandes de gaz à effet de serre contenues dans le «panier de Kyoto» en millions de tonnes de CO2éq par an à partir de 2010 selon /2/.

Fig 9 emission 2021
Figure 9 : Évolution des émissions allemandes en millions de tonnes de CO2 éq par an et objectif de 2030 (les chiffres de 2021 sont provisoires)

En l´absence de nouvelles mesures de protection du climat, conjuguée à l´arrêt de trois centrales nucléaires (environ 4 GW de capacité bas carbone) fin 2021 (voir plus loin), les émissions devraient encore augmenter en 2022. 

Evolution des prix de gros de l´électricité 

La forte hausse des prix des énergies fossiles a secoué les marchés de l´énergie en 2021 /2/.

Le gaz naturel a connu un tel renchérissement que le charbon est devenu plus avantageux, bien que le prix de la tonne de CO2 sur le marché européen ait battu de nouveaux records.

Si 2020 avait été marqué par un faible prix (30,47 €/MWh) en moyenne annuelle pour le marché de gros day-ahead dans la zone Allemagne/Luxembourg, celui-ci a triplé en 2021 (voir tableau 3) en passant à 96,85 €/MWh en moyenne /12/, /13/. Le prix de gros a marqué un record depuis 2000, date du début des échanges boursiers d´électricité en Allemagne.

T3 prix spot
Tableau 3 : Sélection des prix de gros day-ahead pour la zone de marché Allemagne/Luxembourg /12/

Le prix de gros le plus élevé de l´année a été enregistré le mardi 21 décembre entre 17h et 18h avec 620,00 €/MWh. Une consommation d´électricité élevée de 66,5 GW a coïncidé avec une production renouvelable de seulement 8,8 GW.

Le prix de gros le plus bas a été enregistré le samedi 22 mai entre 14h et 15h avec – 69,00 €/MWh. Dans cette plage horaire, la production renouvelable a été très élevée, couvrant presque 98% de la consommation totale.

Pendant environ 30% des jours de l´année, le prix de gros sur le marché day-ahead a été négocié à plus de 100 €/MWh.

Bien que le volume négocié sur les bourses ne représente qu´une fraction du volume total des échanges commerciaux, les marchés day-ahead de l´EPEX SPOT pour une livraison d´électricité le jour suivant sont considérés comme un indicateur des prix. Une fourchette de prix de -500 €/MWh à 3 000 €/MWh est définie pour le négoce day-ahead /14 /.

La figure 10 montre la moyenne du prix day-ahead par mois calculée à partir des 24 prix horaires d´une journée pour la zone de marché Allemagne/Luxembourg.

fig 10 Prix spot 2019_2021
Figure 10 : Prix sur le marché day-ahead de l´EPEX SPOT (moyenne par mois de 2019 à 2021) pour la zone de marché Allemagne/Luxembourg /15/

L´année 2021 a été marquée par une évolution des prix de gros sans précédent. Le prix de gros sur le marché day-ahead a plus que quadruplé en passant de 52,81 €/MWh en janvier à 221,06 €/MWh en décembre. La raison en était l´augmentation du prix du gaz naturel et l´utilisation accrue de centrales à charbon. Cela a entrainé un accroissement de la demande de certificats d´émission de CO2 suivi d´une forte hausse du prix de la tonne de CO2 sur le marché européen.

Toutefois les résultats des échanges sur le marché à terme qui donnent une indication de l´évolution future des prix de gros laissent présumer une baisse des prix à partir d´avril 2022.

Episodes de prix négatifs au marché spot

Depuis plusieurs années le marché de gros en Allemagne est confronté à des épisodes de prix négatifs. Dans ces situations, les vendeurs payent les acheteurs, ce qui constitue une situation de marché singulière. Ces situations apparaissent en particulier en cas d´abondance de production d´électricité d´origine renouvelable mais de faible demande, situations au cours desquelles certains moyens de production classiques ne peuvent pas fonctionner en deçà d´un minimum technique.

Depuis 2015 les épisodes de prix négatifs sont bien plus fréquents et marqués. En 2020 le nombre de pas horaires de prix négatifs a battu un record avec 298. En revanche en 2021 le nombre de pas horaires a diminué de plus de la moitié à 139 /12/, /13/. La figure 11 montre les pas horaires mensuels avec des prix négatifs négociés sur le marché day-ahead.

Fig 11 Nombre heures prix negatif 2019_2021
Figure 11 : Pas horaires par mois avec des prix négatifs sur le marché de gros /10/, /13/

La réglementation en vigueur depuis 2017 prévoit la suspension de la rémunération si le prix de gros affiche une valeur négative pendant au moins six heures sans interruption pour les éoliennes > 3 MW et les autres installations d´énergies renouvelables > 500 kW mises en service à partir de 2016. Dans ce cas les exploitants ne recevront plus le complément de rémunération rétroactivement à partir de la première heure de prix négatif.

La règle des 6 heures s´est appliquée pour 80 pas horaires avec des prix négatifs en 2021 contre 192 pas horaires en 2020.

Dans le cadre de l´avenant à la Loi sur les Énergies Renouvelables, entré en vigueur début 2021 (EEG 2021, voir plus bas), la suspension de la rémunération des nouvelles installations d´énergies renouvelables > 500 kW intervient si le prix de gros affiche une valeur négative pendant au moins quatre heures sans interruption. Il s´agit d´un durcissement de la réglementation de 2017 qui reste toutefois en vigueur pour les installations mises en service avant 2021. En 2021, la règle des 4 heures s´est appliquée pour 117 pas horaires avec des prix de gros négatifs.

Selon le bureau d´études FfE (Forschungsgesellschaft für Energiewirtschaft mbH) la valeur du marché des prix négatifs est évaluée à environ 504 M€ pour la période de 2017 à 2020 /16/ soit environ 126 M€ par an. Ce montant est dérisoire par rapport au montant annuel global d´électricité négocié à la bourse. 

Projets phares du tournant énergétique en 2021 

Les projets phares du tournant énergétique allemand en 2021 étaient :

Taxe carbone

La taxe carbone sur les émissions des produits combustibles non couverts par le Système Européen d´Échange de Quotas d´Émissions est entrée en vigueur début 2021 /17/. Le prix initial à partir de 2021 a été fixé à 25 Euros par tonne de CO2. La taxe est censée augmenter régulièrement pour donner un signal prix, incitant à réduire l´usage des énergies fossiles.  En 2026, les certificats seront mis aux enchères dans une fourchette de 55 à 65 Euros par tonne de CO2.

Les recettes de la taxe carbone seront réinvesties dans des mesures de protection du climat ou restituées aux citoyens à titre de compensation (par exemple allègement de la charge de soutien des énergies renouvelables).

Avenant à la Loi sur les Énergies Renouvelables (EEG 2021)

L´avenant, entré en vigueur début 2021 /18/ vise l´objectif d´une part des énergies renouvelables de 65% à la consommation brute d´électricité d´ici 2030 en tablant sur une consommation brute de 580 TWh. La loi prévoit une trajectoire de développement de la puissance installée jusqu´en 2030, soit 71 GW pour l´éolien terrestre, 20 GW pour l éolien en mer, 100 GW pour le photovoltaïque et 8,4 GW pour la biomasse. Dans ce contexte, la loi fixe, de manière contraignante, la feuille de route pour y parvenir.

Avenant à la Loi sur la Protection du Climat

Critiquée par sa Cour Constitutionnelle, le gouvernement sortant a durci considérablement ses objectifs climatiques. Le gouvernement compte atteindre la neutralité carbone en 2045, soit cinq ans plus tôt que prévu par l´Union européenne. L´avenant à la Loi sur la Protection du Climat est entré en vigueur fin août 2021 /19/.

Comme étape intermédiaire une réduction des émissions de gaz à effet de serre de 65% d´ici 2030 par rapport à 1990 est visée, contre 55% auparavant. Jusqu´à 2030, la Loi fixe des objectifs juridiquement contraignants en matière d´émissions de gaz à effet de serre pour chaque année et pour chaque secteur économique. La part la plus importante des réductions supplémentaires sera supportée par le secteur énergétique et celui de l´industrie.

La définition de mesures concrètes a été laissée au nouveau gouvernement formé après les élections fédérales en septembre 2021.

Contrat de coalition du nouveau gouvernement

Le nouveau gouvernement allemand, formé par les Sociaux-démocrates, les Verts et les Libéraux a pris ses fonctions le 8 décembre 2021. Le contrat de coalition de 177 pages décrit les grandes lignes de la politique commune en matière de climat et énergie /20/.

Le nouveau gouvernement plaide pour une « économie socio-écologique de marché » et fait la part belle à la lutte contre le changement climatique. Il est prévu de créer un ensemble de règles pour mettre l´Allemagne sur la voie de +1,5 °C, selon le préambule du contrat de coalition.

En supprimant les obstacles au développement des énergies renouvelables, un nouveau rythme sera apporté à la transition énergétique. Une part de 80% d´énergies renouvelables dans la consommation brute d´électricité est maintenant visée d´ici 2030 contre 65% par le gouvernement sortant (voir EEG 2021 plus haut). Suite à l´électrification accrue des autres secteurs de l´économie, le nouveau gouvernement table sur une consommation brute de 680 à 750 TWh d´ici 2030. Le gouvernement sortant visait encore sur une consommation brute d´électricité de 580 TWh en 2030 (voir plus haut).

D´ici 2030, il est prévu d´augmenter la capacité du photovoltaïque à 200 GW avec obligation d´installation solaire pour les nouveaux bâtiments professionnels et celle des éoliennes en mer à 30 GW. Le nouveau gouvernement vise 40 GW d´ici 2035 et au moins 70 GW d´éoliennes en mer d´ici 2045. Aucune valeur cible n´est fixée pour les éoliennes terrestres dans le contrat de coalition. Une surface totale de l´Allemagne de 2 % sera requise pour les éoliennes terrestres. Sur cette base, il est possible de déterminer un corridor qui se situe entre 100 et 130 GW de puissance installée en 2030.

Confirmant l´arrêt des dernières centrales nucléaires d´ici 2022, le nouveau gouvernement souhaite aussi accélérer la sortie du charbon, actuellement prévue pour 2038, et l´avancer à 2030 « dans l´idéal ».

Dans le secteur de la chaleur un objectif de 50% de chaleur produite de manière climatiquement neutre est visé d´ici 2030. Pour avancer la décarbonation des transports le contrat de coalition prévoit 15 millions de voitures électriques et un million de bornes de recharge publiques à l´horizon 2030. Seuls les véhicules dits “zéro émission” seront autorisés à la vente à partir de 2035.

Les mesures actuellement engagées sont largement insuffisantes. Le nouveau gouvernement a l´intention de mettre en place un programme d´urgence pour la protection du climat avec des lois et mesures concrètes en 2022.

Arrêt de 3 centrales nucléaires et 6 centrales à charbon fin 2021

Conformément à la loi de sortie du nucléaire de 2011 trois centrales nucléaires ont été arrêtées définitivement le 31 décembre 2021 /21/. Il s´agit des centrales de Gundremmingen unité C, Grohnde et Brokdorf. L´Allemagne perd ainsi 4058 MW nets de moyens pilotables bas carbone. Les trois dernières centrales nucléaires (Emsland, Neckarwestheim unité 2 et Isar unité 2) d´une puissance totale nette de 4055 MW seront arrêtées fin 2022.

Dans le cadre de la loi sur l´arrêt définitif du charbon, six centrales ont été arrêtées en décembre 2021. Trois centrales à lignite d´une puissance totale de 910 MW sont concernées. Il s´agit des centrales Niederaußem unité C (295 MW), Neurath unité B (294 MW) et Weisweiler unité E (321 MW). Ces trois unités ont chacune fonctionné pendant plus de 49 ans /6/.

Suite aux résultats du deuxième appel d´offres sur la fermeture anticipée des centrales à houille et centrales à lignite inférieures à 150 MW, trois offres ont été retenues pour un volume de 1514 MW /24/. Il s´agit des centrales Mehrum (690 MW), Wilhelmshaven (757 MW) et Deuben (67 MW). Ces centrales ne seront plus autorisées à brûler de la houille ou du lignite à partir du 8 décembre 2021. Les centrales de Mehrum et de Wilhelmshaven sont en service depuis 1979 et 1976. La centrale de Deuben a été connectée au réseau en 1936.

La centrale de Mehrum a été mise en réserve stratégique suite à son classement « importance systémique » /12/.

Début 2021 le premier appel d´offres a entrainé l´arrêt ou retrait du marché d´environ 4,8 GW /23/. Les gestionnaires avaient identifié une « importance systémique » aux centrales Heyden unité 4 de l´exploitant Uniper (puissance électrique 875 MW), Walsum unité 9 de l´exploitant Steag (puissance électrique 370 MW) et Westfalen unité E de l´exploitant RWE (puissance électrique 764 MW).

L´Agence Fédérale des Réseaux a accepté le classement en « importance systémique » des centrales Heyden 4 et Westfalen E /25/. Les deux centrales seront converties en déphaseur rotatif et pourront ainsi contribuer à la stabilité du réseau à l´avenir par la fourniture ou absorption de puissance réactive. Le fonctionnement en tant que déphaseur ne nécessite plus de bruler du charbon dans la centrale.

Tandis que la conversion de la centrale de Westfalen E doit se faire rapidement, la conversion de la centrale de Heyden 4 ne pourra avoir lieu qu´à partir d´octobre 2022 pour des raisons de planification. D´ici là elle a été mise en réserve stratégique afin de suppléer en cas de besoin à la perte de puissance réactive suite à la fermeture de la centrale nucléaire de Grohnde et ainsi éviter des états critiques sur le réseau au début des périodes prolongées de vent faible au printemps 2022.


1) Le facteur de charge est le rapport entre l’énergie électrique effectivement produite par une unité de production sur une période donnée et l’énergie qu’elle aurait produite si elle avait fonctionné à sa puissance maximale durant la même période.

Références 

/1/ AGEB (2021) Energieverbrauch zieht wieder an, Communiqué de presse du 21 décembre 2021, en ligne :  https://ag-energiebilanzen.de/energieverbrauch-zieht-wieder-an/

/2/AGORA Energiewende (2022) Die Energiewende in Deutschland: Stand der Dinge 2021Rückblick auf die wesentlichen Entwicklungen sowie Ausblick auf 2022, en ligne : https://www.agora-energiewende.de/veroeffentlichungen/die-energiewende-in-deutschland-stand-der-dinge-2021/

 /3/ BDEW (2021) Die Energieversorgung 2021 – die Zahlen des Jahres 2021, Communiqué de presse du 21 décembre 2021, en ligne : https://www.bdew.de/service/anwendungshilfen/die-energieversorgung-2021/

/4/ Umweltbundesamt (2021) Deutlich weniger erneuerbarer Strom im Jahr 2021, Communiqué de presse n° 50/21 du 15 décembre 2021, en ligne : https://www.umweltbundesamt.de/presse/pressemitteilungen/deutlich-weniger-erneuerbarer-strom-im-jahr-2021

/5/ Allemagne-Energie (2022), Allemagne : arrêt définitif de trois centrales nucléaires le 31 décembre 202, en ligne : https://allemagne-energies.com/2022/01/02/allemagne-arret-definitif-de-trois-centrales-nucleaires-le-31-decembre-2021/

/6/RWE Power (2021) Stilllegungen zum Jahresende: RWE setzt gesetzlich festgelegten Ausstieg aus Kohle und Kernkraft um, Communiqué de presse du 30 décembre 2021, en ligne : https://www.rwe.com/presse/rwe-power/2021-12-30-rwe-setzt-gesetzlich-festgelegten-ausstieg-aus-kohle-und-kernkraft-um

/7/ BNetzA (2021) Kraftwerksliste, En ligne : https://www.bundesnetzagentur.de/DE/Sachgebiete/ElektrizitaetundGas/Unternehmen_Institutionen/Versorgungssicherheit/Erzeugungskapazitaeten/Kraftwerksliste/kraftwerksliste-node.html

/8/ Allemagne-Energie (2018) Aix-la-Chapelle : Inauguration du chantier pour la première interconnexion électrique entre la Belgique et l´Allemagne ce mardi 30 octobre 2018, en ligne : https://allemagne-energies.com/2018/11/01/aix-la-chapelle-inauguration-du-chantier-pour-la-premiere-interconnexion-electrique-entre-la-belgique-et-lallemagne-ce-mardi-30-octobre-2018/

/9/ TenneT (2020) TenneT starts Trial Operation of NordLink. Communiqué de presse du 9 décembre 2020. TenneT TSO GmbH. En ligne : https://www.tennet.eu/fileadmin/user_upload/Company/News/German/Fischer/2020/20201209_PM_TenneT_NordLink_Probephase_Markteintritt_EN.pdf.

/10/ Bundesnetzagentur (2022), Netzausbau, Monitoringbericht, en ligne : https://www.netzausbau.de/Vorhaben/uebersicht/report/de.html

/11/ Allemagne-Energie (2021) La modernisation des réseaux électriques – talon d´Achille de l´Energiewende, en ligne : https://allemagne-energies.com/2021/11/02/la-modernisation-des-reseaux-electriques-talon-dachille-de-lenergiewende/

/12/ Bundesnetzagentur (2022) smard Der Strommarkt im Jahr 2021 en ligne : https://www.smard.de/page/home/topic-article/444/206664

/13/ Bundesnetzagentur (2022) Bundesnetzagentur veröffentlicht Daten zum Strommarkt 2021, Communiqué de presse du 7 janvier 2022, en ligne : https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Downloads/DE/Allgemeines/Presse/Pressemitteilungen/2022/20220107_smard.pdf?__blob=publicationFile&v=3

/14/ EPEX SPOT (2021) Trading at EPEX SPOT 2021. EPEX SPOT. En ligne : https://www.epexspot.com/sites/default/files/2021-05/21-03-15_Trading%20Brochure.pdf

/15/ Bundesnetzagentur (2022), smard – Strommarktdaten, en ligne : https://www.smard.de/en

/16/ FfE (2021) Deutsche Strompreise an der Börse EPEX Spot in 2020. FfE Forschungsgesellschaft für Energiewirtschaft mbH. En ligne : https://www.ffegmbh.de/kompetenzen/wissenschaftliche-analysen-system-und-energiemaerkte/strommarkt/1040-deutsche-strompreise-an-der-boerse-epex-spot-in-2020

 /17/Allemagne-Energies (2020)  L´Allemagne instaure la « taxe carbone » à partir de 2021 dans les secteurs non couverts par le système européen d´échange de quotas d´émission, en ligne https://allemagne-energies.com/2020/10/10/lallemagne-instaure-la-taxe-carbone-a-partir-de-2021-dans-les-secteurs-non-couverts-par-le-systeme-europeen-dechange-de-quotas-demission/

/18/ OFATE (2021) Mémo sur la loi allemande sur les énergies renouvelables 2021. 22 janvier 2021. Office franco-allemand pour la transition énergétique. En ligne : https://energie-fr-de.eu/fr/systemes-marches/actualites/lecteur/memo-sur-la-loi-allemande-sur-les-energies-renouvelables-2021.html

/19/ Allemagne-Energies (2021) Le Conseil des Ministres allemand adopte le 12 mai 2021 le projet révisé de la Loi Fédérale sur la Protection du Climat (Bundes-Klimaschutzgesetz) suite au jugement de la Cour Constitutionnelle Fédérale, en ligne : https://allemagne-energies.com/2021/05/13/le-conseil-des-ministres-allemand-adopte-le-12-mai-2021-le-projet-revise-de-la-loi-federale-sur-la-protection-du-climat-bundes-klimaschutzgesetz-suite-au-jugement-de-la-cour-constitutionnelle-feder/

/20/ Allemagne-Energies (2021) Le nouveau gouvernement allemand veut accélérer la transition énergétique, en ligne : https://allemagne-energies.com/2021/12/08/le-nouveau-gouvernement-allemand-veut-accelerer-la-transition-energetique/

/21/ Allemagne-Energies (2022) Allemagne : arrêt définitif de trois centrales nucléaires le 31 décembre 2021, en ligne : https://allemagne-energies.com/2022/01/02/allemagne-arret-definitif-de-trois-centrales-nucleaires-le-31-decembre-2021/

/22/ BMWK (2022) Habeck legt Eröffnungsbilanz Klimaschutz vor „Müssen Geschwindigkeit der Emissionsminderung verdreifachen.“ Communiqué de presse du 11 janvier 2022, en ligne : https://www.bmwi.de/Redaktion/DE/Pressemitteilungen/2022/01/20220111-habeck-legt-eroffnungsbilanz-klimaschutz-vor.html

/23/ Allemagne-Energies (2021) Résultat du premier appel d´offres sur la sortie des centrales à houille et petites centrales à lignite inférieures à 150 MW – presque 4,8 GW de centrales à charbon seront arrêtées, en ligne https://allemagne-energies.com/2020/12/03/resultat-du-premier-appel-doffres-sur-la-sortie-des-centrales-a-houille-et-petites-centrales-a-lignite-inferieures-a-150-mw-presque-48-gw-de-centrales-a-charbon-seront-arretees-fin-2020/

/24/ Allemagne-Energies (2021) Évolutions récentes de la sortie progressive du charbon en Allemagne, en ligne : https://allemagne-energies.com/2021/04/17/evolutions-recentes-de-la-sortie-progressive-du-charbon-en-allemagne/

/25/ Bundesnetzagentur (2021) Bundesnetzagentur gibt grünes Licht für Umbau stillzulegender Steinkohlekraftwerke zur Netzsicherheit, Communiqué de presse du 1er juin 2021, en ligne : https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Pressemitteilungen/DE/2021/20210601_SystemRel.html?nn=265778

La modernisation des réseaux électriques – talon d´Achille de l´Energiewende

Temps de lecture : 8 minutes

  • Un approvisionnement électrique basé sur des sources d´énergies renouvelables recèle d´importants défis pour les réseaux de transport et de distribution
  • Les investissements à l´horizon de 2030 dans les réseaux de transport, de distribution et les connexions offshore sont actuellement estimés à 100 – 120 Md€ et pourraient même atteindre 155 Md€ suite au durcissement de l´objectif climatique (neutralité carbone en 2045)
  • Actuellement la modernisation des réseaux électriques ne suit pas le rythme de celle des énergies renouvelables, ce qui conduit à des effets indésirables (management accru du réseau, flux d´électricité en boucle par les pays voisins)
  • Les réseaux de distribution qui acheminent le courant jusqu´au client final se trouvent en première ligne de la transition énergétique
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    Source : Bundesnetzagentur/smard

    Un approvisionnement électrique basé sur des sources d´énergies renouvelables recèle de nouveaux défis pour les réseaux de transport et notamment les réseaux de distribution car la majorité de l´électricité produite par les énergies renouvelables est injectée de manière décentralisée et transportée en partie sur de longues distances.

    Par conséquent, le développement des réseaux de transport et des réseaux de distribution est une tâche essentielle. Les gisements de vent, dans le nord du pays, étant géographiquement distants des grands centres de consommation, en particulier le sud industriel surconsommateur, l´épine dorsale est constituée par plusieurs tracés nord – sud en courant continu (voir figure) afin de limiter les congestions.

    Le plan actuel de développement du réseau de transport /1/, entré en vigueur en mars 2021, prévoit environ 12 200 km terrestres (nouvelles lignes, renforcement des lignes existantes).

    Fig 1 Reseau NEP 2019_2030
    Figure 1 : Nouveau plan de développement des réseaux de transport 2030                                             

    A cela se rajoute le développement du réseau offshore pour la connexion des éoliennes en mer. Selon le plan de développement actuel le besoin est estimé à 3650 km y compris les 750 km approuvés précédemment.

    Suivant le plan de développement actuel, les gestionnaires des réseaux de transport ont estimé les coûts pour la modernisation des réseaux de transport à 62 Md€ à l´horizon de 2030. A cela s´ajoute un montant d´environ 24 Md€ pour la connexion des éoliennes en mer /2/.

    Or la construction des lignes est lente. Outre les contraintes administratives, l’installation de nouvelles lignes se heurte aux refus des riverains et des associations de protection de la nature. Les autorités ont pris la décision de la mise en souterrain du réseau électrique pour une grande partie. Pour accélérer le développement du réseau du transport, un avenant à la Loi sur l´Accélération du Développement du Réseau (Netzausbaubeschleunigungsgesetzes Übertragungsnetz – NABEG) vise à réduire la bureaucratie et à simplifier les procédures administratives /3/.

    Néanmoins, le progrès est toujours insuffisant. Selon la dernière mise à jour du rapport monitoring de l´Agence Fédérale des Réseaux, seuls 1.771 km soit environ 14,5% des 12.239 km ont été réalisés mi-2021.

    La figure 2 détaille l´avancement du développement des réseaux de transport /1/.

    Fig 2 Netzfortschritt
    Figure 2 : État d´avancement de la construction des réseaux de transport mi-2021 (nouvelles lignes, renforcement des lignes existantes)

    La Cour des comptes a critiqué à plusieurs reprises /4/, /5/ le développement insatisfaisant du réseau de transport qui accuse en 2020 un retard d´environ 5 ans par rapport au planning initial de 2010.  Dans l´état actuel des choses, les lignes à courant continu ne seront pas opérationnelles avant 2025/2026. Selon la Cour, les retards dans le développement du réseau pourraient également avoir un impact sur la sécurité d´approvisionnement.

    Effets indésirables de la lente modernisation des réseaux

    La lente modernisation du réseau oblige les gestionnaires de réseau de transport à recourir régulièrement à un management accru du réseau. En 2020 environ 1,4 Md€ ont été dépensés pour l´équilibrage du système électrique /6/. La figure 3 montre l´évolution des coûts relatifs à la stabilisation du réseau /11/. Les coûts sont composés de trois éléments : les coûts pour la mise à disposition et le fonctionnement d´une capacité conventionnelle de réserve stratégique, le redispatching & countertrading et l´indemnisation des producteurs d´énergies renouvelables pour l´écrêtement de leur production. L´indemnisation des producteurs d´énergies renouvelables constitue la part la plus importante.

    Fig 3 Hausse des coûts de stabilisation du réseau 2011_2020
    Figure 3 : Evolution des coûts de stabilisation du réseau

    En attendant, les flux d´électricité cherchent d´autres voies de circulation dans les pays voisins pour acheminer du courant du nord au sud de l´Allemagne. Ces flux en boucle, appelés « loop flows » sont un autre effet des retards dans le développement du réseau de transport. L´Allemagne fait ainsi reposer la stabilité de son réseau sur ceux de ses voisins.

    La figure 4 issue du rapport monitoring de l´Agence Fédérale des Réseaux /7/ montre la situation des flux en boucle (loop flows) qui sont la différence entre les soldes des échanges physiques et commerciaux.

    Fig 4 Loopflows2018_2019
    Figure 4 : Loop flows en 2018 et 2019 selon l´Agence Fédérale des Réseaux (Bundesnetzagentur)

    Les valeurs noires signifient : solde échanges physiques > solde échanges commerciaux donc le volume des échanges physiques dépasse le volume des échanges commerciaux. Les valeurs rouges : solde échanges physiques < solde échanges commerciaux.

    Compte tenu du déficit des lignes de transport, le courant est acheminé du nord au sud de l´Allemagne par la frontière orientale via la Pologne, la République Tchèque vers l´Autriche. À la frontière ouest le courant transite via les Pays-Bas, la Belgique et la France vers l´Allemagne du sud.

    La transition énergétique bouleverse le rôle du réseau de distribution 

    Le développement massif des énergies renouvelables pose également un défi majeur aux gestionnaires des réseaux de distribution. Selon l´Agence Fédérale des Réseaux, l´état et le développement des réseaux de distribution sont d´une grande importance pour la mise en œuvre de la transition énergétique /8/.

    La majorité des installations d´énergies renouvelables est raccordée aux réseaux de distribution. La décarbonisation des autres secteurs, tels que le secteur des transports, de l´industrie et du bâtiment conduit à la croissance rapide des nouveaux consommateurs tels que l´électromobilité, les pompes à chaleur, le numérique et le stockage d´énergie décentralisé. Les réseaux de distribution qui acheminent le courant jusqu´au client final se trouvent donc en première ligne. D’importants investissements dans l´augmentation de la capacité, la flexibilisation et la numérisation des réseaux de distribution sont donc nécessaires.

    Dans le rapport 2020 de l´Agence Fédérale des Réseaux sur l´état du réseau de distribution /8/, les coûts de modernisation sont actuellement estimés à 16 Md€ à l´horizon de 2030.

    Le rapport de Frontier Economics établi en collaboration avec l´Université Technique d´Aix-la-Chapelle pour le compte de l´énergéticien E.ON /9/ arrive à des coûts d´investissements nettement plus élevés, de l´ordre de 32 Md€ d´ici 2030 et 111 Md€ à l´horizon de 2050 (voir figure 5). A défaut d´investissement massif, l´augmentation des coûts du système électrique suite à l´écrêtement de la production renouvelable, des restrictions concernant la recharge des véhicules électriques, l´utilisation des pompes à chaleur et lors des interruptions intempestives de l´alimentation électrique, serait plus que probable.

    Fig 5 Verteilnetz
    Figure 5 : Besoins d’investissement dans les réseaux de distribution

    En l´absence de modernisation des réseaux de distribution les coûts du système électrique augmenteront de 0,1- 0,3 Md€/an en 2030 et de 2,6 – 4,2 Md€/an en 2050 selon / 9/.

    Le risque augmente de manière disproportionnée avec le temps (voir 2030 vs. 2050). En cas de sous-développement, le réseau de distribution existant peut encore avoir un effet « modérateur » sur les coûts. À long terme, cependant, les exigences sont si différentes de celles d´aujourd’hui que les coûts du système électrique exploseront si le réseau n´est pas adapté aux nouveaux défis. 

    Forte hausse des coûts d´investissement pour les réseaux à l´horizon de 2030 suite au durcissement de l´objectif climatique

    La décision du gouvernement de durcir l´objectif climatique, soit une réduction des gaz à effet de serre de 65% par rapport à 1990, nécessiterait une augmentation supplémentaire du développement des réseaux. Dans le rapport de Boston Consulting Group (BCG) pour le compte de la Fédération de l´Industrie Allemande (BDI), les investissements totaux dans les réseaux de transport, de distribution et les connexions offshore sont maintenant estimés à 155 Md€ d´ici 2030 /10/.

    Références

    /1/ Bundesnetzagentur (2021), Monitoringbericht, Stand nach dem zweiten Quartal 2021, en ligne : https://www.netzausbau.de/Vorhaben/uebersicht/report/de.html

    /2/ GRT (2021) Netzentwicklungsplan 2030 (2019), en ligne : https://www.netzentwicklungsplan.de/de/netzentwicklungsplaene/netzentwicklungsplan-2030-2019

    /3/ Bundesministeriums der Justiz und für Verbraucherschutz (2021), Netzausbaubeschleunigungsgesetz Übertragungsnetz (NABEG), en ligne : https://www.gesetze-im-internet.de/nabeg/

    /4/ Bundesrechnungshof /2019/, Maßnahmen zum Netzausbau für die Energiewende, en ligne : https://www.bundesrechnungshof.de/de/veroeffentlichungen/produkte/beratungsberichte/2019/netzausbau-energiewende

    /5/ Bundesrechnungshof /2021/, Bund steuert Energiewende weiterhin unzureichend, en ligne : https://www.bundesrechnungshof.de/de/veroeffentlichungen/produkte/sonderberichte/2021/bund-steuert-energiewende-weiterhin-unzureichend

    /6/ Bundesnetzagentur (2021) Netz- und Systemsicherheit, Netzengpassmanagement, en ligne : https://www.bundesnetzagentur.de/DE/Sachgebiete/ElektrizitaetundGas/Unternehmen_Institutionen/Versorgungssicherheit/Netzengpassmanagement/start.html

    /7/ Bundesnetzagentur (2020) Monitoringbericht Energie. Bundesnetzagentur. En ligne : https://www.bundesnetzagentur.de/monitoringberichte.

    /8/ Bundesnetzagentur (2021) Bericht zum Zustand und Ausbau der Verteilernetze 2020, en ligne : https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Downloads/DE/Sachgebiete/Energie/Unternehmen_Institutionen/NetzentwicklungUndSmartGrid/ZustandAusbauVerteilernetze2020.pdf?__blob=publicationFile&v=3

    /9/  Frontier Economics (2020), Welchen Wert haben Stromverteilnetze in der Energiewende? En ligne : https://www.frontier-economics.com/de/de/news-und-veroeffentlichungen/news/news-article-i7915-electricity-distribution-companies-and-their-contribution-to-the-energy-transition/

    /10/ Boston Consulting Group (2021) Climate Paths 2.0, A Program for Climate and Germany’s Future Development, en ligne : https://english.bdi.eu/publication/news/climate-paths-2-0-a-program-for-climate-and-germanys-future-development/

    /11/ Allemagne-Energies (2021), Hausse des coûts pour le maintien de la stabilité du réseau de transport en 2020, en ligne : https://allemagne-energies.com/2021/05/05/hausse-des-couts-pour-le-maintien-de-la-stabilite-du-reseau-de-transport-en-2020/

Résultats des appels d´offres pour les énergies renouvelables en 2020

Temps de lecture : 12 – 14 min

La présente note résume les résultats et le retour d´expérience des appels d´offres 2020 pour les énergies renouvelables sur la base des informations fournies par l´Agence fédérale des réseaux /1/, /9/ et /10/. Les résultats des appels d´offres 2017 à 2019 ont été publiés en /2/

Comme dans les années précédentes, le photovoltaïque démontre sa compétitivité par rapport aux autres technologies renouvelables soumises à l´appel d´offres. Le volume appelé lors des sept appels d´offres a été largement sursouscrit. Les tarifs moyens se situent entre 50 et 53 €/MWh.

En revanche, les sept appels d´offres de l´éolien terrestre – à part le dernier de décembre 2020 – et les deux appels d´offres de la biomasse ont rencontré peu de succès auprès des soumissionnaires. Les tarifs moyens pour la biomasse se situent entre 140 et 148 €/MWh et entre 60 et 62 €/MWh pour un site éolien terrestre idéal.

Les résultats des deux appels d´offres bi – technologiques combinant solaire et éolien terrestre ont démontré une fois de plus la compétitivité des grandes centrales solaires : aucune offre de projet éolien n’a été retenue, le tarif moyen s´élève à 53 €/MWh pour les projets photovoltaïques. A partir de 2021 il est prévu d´intégrer les appels d´offres bi – technologiques aux appels d´offres d´innovation multi-technologiques.

Le premier appel d´offres d´innovation multi-technologiques a été un succès. Le volume appelé a été sursouscrit.

En 2020 aucun appel d´offres n’a eu lieu pour l´éolien maritime. De même il n´y a eu aucun appel d´offres transfrontalier pour photovoltaïque et éolien.

2020-09-04-offshore-windpark-nordsee-ost-jahreswartung-der-turbinen-vor-dem-zeitplan-abgeschlossen
Nordsee Ost, 295 MW électrique, mise en service 2015, source RWE

Dispositifs de soutien aux EnR

Selon la loi sur les énergies renouvelables de 2017 (EEG 2017), le soutien au développement des énergies renouvelables électriques est déterminé sous forme d´appels d’offres pour les nouvelles installations de puissance supérieure à une certaine taille (photovoltaïque ≥ 750 kWc,  éolien terrestre > 750 KW et biomasse > 150 KW). 

La loi sur le développement et la promotion de l’énergie éolienne maritime, entrée en vigueur début 2017, règlemente les procédures d´appels d’offres pour les installations mises en service à partir de 2021.

Les exploitants ayant reçu une adjudication reçoivent une rémunération de référence (anzulegender Wert) fixée par l´appel d´offres. La rémunération de référence fixée selon le type d´installation est constante et constitue le montant total par kWh obtenu par l´exploitant. Si le prix de l´électricité sur le marché spot (revenu du marché de référence) est inférieur à la rémunération de référence la différence est compensée par un complément de rémunération qui peut être qualifié de prime de marché variable. Si le prix moyen du marché spot est en baisse, la prime augmente et vice-versa. Aucune prime n’est versée si le prix de l´électricité sur le marché spot dépasse la rémunération de référence.

Le dispositif de soutien est décrit en détail dans l´annexe 6 du texte /3/ « Énergies renouvelables : de nombreux défis ».

Résultats d´appels d´offres des installations photovoltaïques d’une puissance à partir de 750 kWc

Sept appels d´offres ont été réalisés en 2020. Le volume total appelé de 1299 MWc a été avec un volume offert de 4562 MWc largement sursouscrit. Au total un volume de 1320 MWc a été attribué (voir figure 1).

Fig 1 PV volume
Fig. 1 : Volumes (en MWc) des appels d´offres photovoltaïque de 2020

La limite maximale de la rémunération de référence de 75 €/MWh pour les appels d’offres de 2020 n´a pas été atteinte lors des adjudications.  Les montants moyens d´adjudications pondérés en fonction du volume se sont stabilisés entre 50 et 53 €/MWh (voir figure 2).

Fig 2 PV montants
Figure 2 : Résultats d´appels d´offres photovoltaïque de 2020 – Rémunérations de référence retenues

Les futurs exploitants ont 24 mois maximum à partir de la date de publication des résultats des appels d´offres pour la mise en service de leurs installations et la demande de versement du soutien monétaire.

Résultats d´appels d´offres éolien terrestre d’une puissance supérieure à 751 kW

Sept appels d´offres ont été réalisés en 2020. Depuis l´obligation pour les soumissionnaires d’une autorisation préalable selon BImSchG – Loi fédérale sur la protection contre les nuisances environnementales – à leurs projets, les appels d´offres en 2020 sont caractérisés comme dans de nombreuses enchères en 2019 par le faible niveau de souscription, c’est-à-dire que les volumes offerts ont été, hormis le  dernier appel d´offres de décembre 2020, inférieurs aux volumes appelés.

Le volume total appelé a été de 3860 MW et le volume offert de 3115 MW. Le volume finalement retenu de 2672 MW par l´agence fédérale des réseaux était encore plus bas suite à l´exclusion de certaines offres en raison d’erreurs formelles (voir figure 3). Seulement lors de l´appel d´offre de décembre 2020 le volume appelé a été sursouscrit.

Les raisons sont multiples. Un obstacle majeur semble l´autorisation préalable obligatoire selon BImSchG (voir plus haut)  pour les projets soumis à l´appel d´offres. En octobre 2019, le ministère de l’Économie et de l´Énergie a publié un plan pour renforcer le développement de l´éolien terrestre /5/, /6/.

Fig 3 Wind onshore volume
Fig. 3 : Volumes (en MW) des appels d´offres éolien terrestre de 2020

Conformément à l´article 36 de la loi EEG 2017, le volume faisant l´objet d´une adjudication dans la zone où les réseaux de transport sont particulièrement congestionnés (Netzausbaugebiet) est limité à 902 MW par an /4/. Cette zone comprend les régions de l´Allemagne du nord, soit Brême, Hambourg, Mecklembourg-Poméranie-Occidentale, Schleswig-Holstein et la partie nord de la Basse-Saxe. De nombreuses offres dans cette zone n’ont donc pas été retenues.  

Dans la loi EEG 2021 des quotas seront introduits dans les appels d’offres pour renforcer le développement de l´éolien terrestre dans le sud du pays (Südquote).

Les offrants soumettent une rémunération de référence pour un « site idéal » : 6,45 m/s à 100 m de hauteur. Ensuite la rémunération de référence est multipliée par un facteur de qualité en fonction du site réel et du rendement du type d’éolienne prévue. Donc pour un site réel d´une qualité supérieure, la rémunération de référence est multipliée par un facteur < 1  alors que pour un site réel de moindre qualité elle est multipliée par un facteur > 1. 

La limite maximale de la rémunération de référence pour un site idéal est avec 62 €/MWh la même que pour les appels d’offres en 2019. De nombreuses offres sont basées sur ce montant maximal (figure 4), les montants d´adjudication moyens pondérés en fonction du volume se situent donc près du montant maximal autorisé.

Fig 4 Wind onshore montants
Figure 4 : Résultats d´appels d´offres éolien terrestre de 2020 – Rémunérations de référence retenues pour un site idéal

Les attributions effectuées expirent en principe 30 mois après l’annonce de l’attribution si les installations n’ont pas été mises en service à ce moment-là. Pour certaines dates d’appel d’offres, les délais de réalisation sont plus courts après l’annonce publique de l´adjudication.

Appel d´offres bi – technologiques combinant solaire et éolien terrestre

Répondant à un souhait de la commission européenne, l´Allemagne a lancé des appels d’offres expérimentaux sur 3 ans (2018 – 2020) – pour un volume appelé de 200 MW par appel d´offres – mettant en concurrence les grandes centrales solaires au sol ou sur bâti supérieures à 750 kW et les éoliennes terrestres à partir de 750 kW même si les caractéristiques d’implantation de parcs éoliens et solaires sont généralement sensiblement différentes.

Les résultats de deux appels d´offre en 2020 sont sans appel. Comme en 2018 et 2019, seules des offres photovoltaïque ont été retenues, en revanche aucune offre pour l´éolien terrestre n’a été faite.

Le volume appelé de 400 MW a été avec 1071 MW offerts largement sursouscrit. Au total un volume de 406 MW photovoltaïque a été attribué en 2020.

La limite maximale de la rémunération de référence a été 75 €/MWh pour le photovoltaïque et 62 à 80 €/MWh pour l´éolien terrestre selon la région. Les montants supérieurs ont été réservés pour des projets en Allemagne du sud. En revanche aucun facteur de qualité en fonction du site réel et du rendement n´est attribué.

Les montants d´adjudication varient entre 49,7 €/MWh (le plus bas retenu) et 56,1 €/MWh (le plus haut retenu) pour les projets photovoltaïques. Le montant moyen pondéré en fonction du volume s´élève à 53,3 €/MWh.

A partir de 2021 il est prévu d´intégrer les appels d´offres bi – technologiques aux appels d´offres d´innovation multi-technologiques. 

Appels d´offres biomasse

L´agence fédérale des réseaux a procédé comme les années précédentes à deux appels  d´offres en 2020. La participation est ouverte pour des nouvelles installations supérieures à 150 kW et maximales de 20 MW et des installations déjà existantes dont la durée de soutien restante est de 8 ans maximum (les offres pour les installations existantes peuvent être inférieures à 150 kilowatts, la taille maximale est également limitée à 20 MW).  La limite maximale de la rémunération de référence pour ces installations s´élève à 164 €/MWh contre 144,4 €/MWh pour des nouvelles installations. De cette façon, les installations existantes pourraient se voir accorder le droit à un soutien de 10 ans supplémentaires. Cependant, elles doivent dans ce cas répondre aux mêmes exigences de flexibilité que les nouvelles installations.

En 2020, les appels d´offres ont rencontré – comme les années précédentes – peu de succès auprès des soumissionnaires.

Le volume offert est avec 143 MW nettement inférieur au volume appelé de 336 MW. Le volume finalement retenu par l´agence fédérale des réseaux de 119 MW est encore plus bas suite à l´exclusion de certaines offres en raison d’erreurs formelles (voir figure 5).

Fig 5 biomasse volume
Fig. 5 : Volumes (en MW) des appels d´offres biomasse de 2020

Le montant d´adjudication moyen pondéré en fonction du volume varie entre 139,9 et 148,50  €/MWh (voir figure 6).

Fig 6 biomasse montants_1
Figure 6 : Résultats d´appels d´offres biomasse de 2020 – Rémunérations de référence retenues

Le délai de réalisation à partir de la date de publication des résultats des appels d´offres est limité à 24 mois.

Appels d´offres éoliennes offshore

Aucun appel d´offres n’a eu lieu en 2020.

Appels d´offres transfrontaliers pour des installations photovoltaïques au sol et éolien terrestre

Aucun appel d´offres n’a eu lieu en 2020. Jusqu’à présent, un seul appel d’offres de cette nature a été organisé entre l’Allemagne et le Danemark en 2016.

Appels d´offres d´innovation multi-technologiques

L’Allemagne comme la France recourent au dispositif des appels d’offres d’innovation qui repose sur les lignes directrices de l’Union européenne /7/.

Le gouvernement a adopté le décret sur la mise en œuvre d´appels d’offres d´innovation en octobre 2019 /8/. Avec les dispositions de la loi EEG 2017 cette ordonnance constitue la base de ce type d’appels d’offres organisés par l’Agence fédérale allemande des réseaux. 

L´idée est d´encourager des projets combinant plusieurs technologies d’énergie renouvelable capables d´apporter une amélioration à la stabilité du système électrique : par exemple combinaison d’une installation photovoltaïque et/ou d’une installation éolienne terrestre avec un système de stockage d´énergie. La conception technique des systèmes combinés doit permettre de fournir une réserve secondaire positive pour au moins 25 % de la puissance installée.

Ce nouveau type d´appel d´offres vise aussi à tester de nouvelles modalités de rémunération conduisant à une plus grande concurrence et à un meilleur service pour le système électrique. Les projets retenus reçoivent en sus des revenus du marché un complément de rémunération fixe sur vingt ans, indépendamment de la variation du prix du marché. En revanche pendant les périodes de prix négatifs sur le marché, la rémunération fixe est suspendue.

De plus les systèmes combinés ont été également éligibles pour l´appel d´offres en 2020 des éoliennes terrestres et installations photovoltaïques à partir d’une puissance de 751 kW, centrales biomasse à partir d’une puissance de 150 kW et centrales biomasse existantes. La puissance des installations combinant plusieurs technologies doit être supérieure à 750 kW. En revanche il n’y a pas de taille minimale imposée pour les différentes composantes des systèmes combinés.

Le volume appelé du premier appel d´offres d´innovation multi-technologiques en 2020 a été de 650 MW compte tenu du fait qu´aucun appel d´offres n’a été effectué en 2019 /7/.

Le complément de rémunération a été plafonné à 30 €/MWh pour les installations individuelles d´éoliennes terrestres, solaires ou biomasse et s´élève à maximum 75 €/MWh pour les projets combinant plusieurs technologies ou des installations de production adossées à des solutions de stockage d´énergie.

Le volume appelé de 650 MW a été avec un volume offert de 1095 MW largement sursouscrit. Au total des projets d’un volume de 677 MW ont été attribués dont 394 MW pour 28 installations combinant plusieurs technologies.  27 projets étaient des combinaisons de centrales solaires avec des dispositifs de stockage d´énergie, le projet restant combinant éoliennes terrestres et dispositifs de stockage.

Le complément de rémunération fixe attribuée à des installations individuelles (éoliennes terrestres et photovoltaïque à partir de 750 kW) se situe entre 9,6 et 30 €/MWh. Le montant moyen pondéré dans ce segment s´élève à 26,5 €/MWh. Pour les installations combinant plusieurs technologies, le complément de rémunération attribuée se situe entre 19,4 à 55,2 €/MWh. Le montant moyen pondéré dans ce segment est de 45 €/MWh.

En raison des conditions de rémunération différentes – le complément de rémunération est fixe et ajouté aux revenus du marché – les résultats ne sont pas comparables avec ceux des autres appels d’offres spécifiques à une technologie où le complément de rémunération est variable.

Pour les systèmes combinés, le délai de réalisation standard est de 30 mois (au cours de cette période, au moins deux composants doivent être mis en service), les délais de réalisation des autres projets sont fonction des dispositions de la loi EEG (pour l’éolien terrestre : 30 mois).

Conclusion 

La figure 7  résume les résultats des appels d´offres de 2020 pour l´éolien terrestre, le photovoltaïque et la biomasse. Les valeurs indiquées correspondent à la rémunération de référence la plus basse et la plus élevée retenues pour chaque technologie.

Fig 7 Ergebnis AO 2020
Figure 7 : Résultats des appels d´offres de 2020 – Rémunérations de référence les plus basses et les plus élevées retenues

L´introduction des appels d´offres a eu un effet important sur le tarif de soutien des énergies renouvelables. Le photovoltaïque démontre sa compétitivité par rapport aux autres technologies.

La biomasse est la plus coûteuse. En revanche il s´agit d´un moyen pilotable contrairement aux énergies fatales (solaire et éolien) qui nécessitent toujours des technologies complémentaires soit le stockage d’électricité de masse soit des capacités de centrales conventionnelles backup pour assurer la sécurité d´approvisionnement.

Références

/1/ Bundesnetzagentur (2020), Ausschreibungen für EE- und KWK-An­la­gen, en ligne : https://www.bundesnetzagentur.de/DE/Sachgebiete/ElektrizitaetundGas/Unternehmen_Institutionen/Ausschreibungen/Ausschreibungen_node.html

/2/ Allemagne-Energies (2020) Retour d´expérience des appels d´offres en 2017 et 2019 selon la loi sur les énergies renouvelables de 2017 (EEG 2017), en ligne : https://allemagne-energies.com/2020/01/11/retour-dexperience-des-appels-doffres-de-2017-a-2019-selon-la-loi-sur-les-energies-renouvelables-de-2017-eeg-2017/

/3/ Allemagne-Energies (2020) Énergies renouvelables : de nombreux défis, en ligne : https://allemagne-energies.com/energies-renouvelables/

/4/ FA Wind (2020) Analyse der Ausbausituation der Windenergie an Land im Herbst 2020, en ligne : https://www.fachagentur-windenergie.de/fileadmin/files/Veroeffentlichungen/Analysen/FA_Wind_Zubauanalyse_Wind-an-Land_Herbst_2020.pdf

/5/ BMWi (2019) Bundeswirtschaftsministerium legt Arbeitsplan zur Stärkung der Windenergie an Land vor, Communiqué de presse du 7 octobre 2019, en ligne : https://www.bmwi.de/Redaktion/DE/Pressemitteilungen/2019/20191007-bmwi-legt-arbeitsplan-zur-staerkung-der-windenergie-an-land-vor.html

/6/ OFATE (2019) Liste de mesures pour renforcer le développement de l’éolien terrestre, Office franco-allemand pour la transition énergétique, en ligne : https://energie-fr-de.eu/fr/energie-eolienne/actualites/lecteur/liste-de-mesures-pour-renforcer-le-developpement-de-leolien-terrestre.html.

/7/ OFATE (2020), Les appels d’offres Innovation en France et en Allemagne, Cadre juridique et retours d’expérience, Décembre 2020, en ligne : https://energie-fr-de.eu/fr/systemes-marches/actualites/lecteur/memo-sur-les-appels-doffres-innovation-en-france-et-en-allemagne.html

/8/ BMWi (2019) Verordnung zu den Innovationsausschreibungen und zur Änderung weiterer energiewirtschaftlicher Verordnungen, 16.10.2019, en ligne : https://www.bmwi.de/Redaktion/DE/Artikel/Service/Gesetzesvorhaben/verordnung-zu-den-innovationsausschreibungen-und-zur-aenderung-weiterer-energiewirtschaftlicher-verordnungen.html

/9/ Bundesnetzagentur (2020) Ergebnisse  der  Ausschreibungen zum Gebotstermin 1. September 2020, communiqué de presse du 30.9.2020, en ligne : https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Downloads/DE/Allgemeines/Presse/Pressemitteilungen/2020/20200930_GemeinsameSolarWind.pdf?__blob=publicationFile&v=2

/10/ Bundesnetzagentur (2020) Ergebnisse der Ausschreibungen zum Gebotstermin 1. Dezember 2020, communiqué de presse du 21.12.2020, en ligne : https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Pressemitteilungen/DE/2020/20201221_WindSolar.html?nn=265778

L´Allemagne met en place un « prix carbone » et fixe les émissions annuelles de CO2 à l´horizon de 2030 (mise à jour du 23.10.2019)

Temps de lecture : 15 minutes

Le Conseil des ministres fédéraux a adopté le 25.9.2019 un document de 22 pages exposant les questions clés de la protection du climat à l´horizon 2030. Ce document a été présenté le 20.9.2019 par le « Cabinet Climat », un sous-comité du gouvernement fédéral (/1/, /2/).

Par la suite, ce document a été élaboré plus en détail sur 173 pages et adopté par le Conseil des ministres fédéraux le 9.10.2019, et un projet de loi sur le climat associé à ce dossier a été mis en route (/3/, /4/, /5/).

Le gouvernement allemand a adopté le 9.10.2019 le projet de loi de protection du climat 2030 ainsi qu´un programme associé. Le projet de loi fixe des objectifs juridiquement contraignants en matière d’émissions de gaz à effet de serre pour chaque année et pour chaque secteur économique entre 2020 et 2030 afin d’atteindre en toute certitude les objectifs. Pour la première fois, l’objectif de neutralité carbone de l’Allemagne d’ici 2050 sera également ancré dans cette loi. Jusqu’à présent, l’objectif était une réduction de 80 à 95 % des émissions de CO2 d´ici 2050 par rapport à 1990. La loi entre à présent en examen au Parlement.

Sur 173 pages, le programme associé énumère pour chaque domaine (énergie, chaleur, transports et industrie) les mesures concrètes par lesquelles les objectifs climatiques doivent être atteints d’ici 2030, à savoir une réduction des émissions de gaz à effet de serre de 55% par rapport à 1990. Il y a également des propositions visant à s’assurer que les citoyens ne soient pas surchargés par les coûts supplémentaires prévus.

L’épine dorsale du programme est l´instauration d´un système national de certificats d’émission c´est à dire un « prix carbone » pour les émissions de CO2 dans les secteurs des transports et de chauffage/refroidissement non couverts par le système européen d’échange de quotas d’émission.

Les principales mesures adoptées pour atteindre les objectifs climatiques de 2030 sont les suivantes :

Prix carbone

Au cœur du programme de protection du climat 2030 se trouve la mise en place d´un prix  pour les émissions de CO2 des secteurs transports et de chaleur/refroidissement à partir de 2021. Concrètement, jusqu’à présent exemptées de ce type d’obligation, les entreprises pétrolière et pétrochimique, qui commercialisent le diesel, l’essence, le fioul, le mazout et le gaz naturel, seront dans l´avenir obligées d’acheter des droits à polluer.

Le prix des certificats peut varier au fil du temps. Afin de donner aux consommateurs le temps de s’adapter à la hausse des prix des produits pétroliers et du carburant, le nouveau système national d’échange de quotas d’émission démarrera en 2021 avec un prix fixé à l’avance pour chaque tonne de CO2. Selon le projet de loi du 23 octobre 2019 /12/, il sera initialement de 10 €/t CO2éq en 2021 et passera à 20 € en 2022, 25 € en 2023, 30 € en 2024 et 35€/t CO2éq en 2025. En 2026, les certificats seront mis aux enchères dans une fourchette de 35 € à 60 € par tonne de CO2. En 2025, il sera décidé si un corridor des prix sera également nécessaire à partir de 2027.

Le gouvernement fédéral réinvestira les recettes de la vente des certificats d´émission dans des mesures de protection du climat ou les restituera aux citoyens sous la forme d’une aide financière.

Le plan est jugé trop modeste par de nombreuses organisations face aux défis climatiques. A titre d´exemple, la Fédération allemande des industries de l’énergie et de l’eau (BDEW) juge les mesures encore mal conçues et incohérentes pour atteindre l´objectif d´une part de 65% des énergies renouvelables à la consommation d´électricité /6/. Au lieu de supprimer les obstacles, le développement des éoliennes terrestres serait encore rendu plus difficile avec l´introduction des distances minimales par rapport aux habitations. L’entrée timide dans la taxation du CO2 et la réduction insuffisante des prix de l’électricité seraient tout aussi décevantes.

A titre de comparaison, selon un rapport du Fonds monétaire international (FMI) un prix carbone de 75 $ la tonne de CO2 est préconisé d’ici 2030 /7/. La taxe carbone française s´élève  actuellement à 44,60 € /t CO2éq (environ 50 $). La loi de la transition énergétique française de 2015 fixait pour sa part une cible de 100 €/t CO2 en 2030 /8/.

Plafonnement des volumes annuels autorisés d’émissions

Afin d’atteindre effectivement les objectifs nationaux de protection du climat pour 2030, des objectifs annuels de réduction (quantités annuelles d’émissions) sont fixés pour les différents secteurs (voir aussi annexe 2 du projet de loi /5/) :

Fig 1_Objectifs reduction 2020_2023_1
Figure 1 : Objectifs annuels de réduction des émissions en Mt CO2éq (quantités annuelles d’émissions) pour les différents secteurs

Les mesures de protection du climat dans les secteurs mentionnés ci-dessus, y compris leur transposition juridique dans la législation, sont élaborées et présentées par les ministères fédéraux compétents. Ces ministères doivent également veiller à ce que les objectifs soient atteints. Le gouvernement déterminera chaque année les progrès réalisés en matière de protection du climat.  Un conseil d’experts suivra la mise en œuvre. Le Cabinet Climat du gouvernement examinera annuellement l’efficacité et le bien-fondé des mesures. Si un secteur n’atteint pas ses objectifs, le ministère responsable soumettra immédiatement un programme de suivi dans les trois mois. Sur cette base, le Cabinet Climat adaptera le programme de manière à ce que les objectifs soient atteints.

Le Bâtiment

Le secteur du bâtiment représente environ 14% des émissions nationales, soit 118 Mt CO2éq en 2020.

En 2030, au maximum 70 à 72 Mt CO2éq pourront être émis par an dans ce secteur. Le gouvernement veut rendre la construction et le logement en Allemagne plus respectueux de l’environnement avec un mix de subventions, de prix carbone et de mesures réglementaires.

Des mesures de rénovation énergétique telles que le remplacement des systèmes de chauffage, l’installation de nouvelles fenêtres et l’isolation des toitures et des murs extérieurs devraient bénéficier d’incitations fiscales à partir de 2020. Les taux de soutien actuels de la banque fédérale de développement seront augmentés de 10%.

Pour le passage d’anciens systèmes de chauffage au mazout et au gaz à des systèmes plus respectueux de l’environnement ou directement à la chaleur renouvelable, il y aura une « prime d’échange » avec une subvention de 40 % afin d’augmenter le taux de change des systèmes de chauffage au mazout.

A partir de 2026, l’installation de systèmes de chauffage au mazout ne sera plus autorisée dans les bâtiments où la production de chaleur écologique est possible.

Transports

Par rapport à 1990, les émissions dues aux transports doivent être réduites de 40 à 42 % d’ici 2030 et émettre entre 95 et 98 Mt CO2éq au maximum par an en 2030.

Cet objectif doit être atteint grâce à un ensemble de mesures visant à promouvoir l’électromobilité et le transport ferroviaire ainsi que par l´introduction du prix carbone.

D’ici 2030, 7 à 10 millions de véhicules électriques et un million de points de charge sont prévus en Allemagne.

Le réseau de transport local sera développé. Par exemple, il est prévu de promouvoir les parcs d’autobus à propulsion électrique, à hydrogène ou au biogaz.

Environ 86 milliards d’euros seront investis dans le réseau ferroviaire d’ici 2030. La TVA sur les billets de train pour les voyages à longue distance sera ramenée au taux réduit de 7 %. Le gouvernement fédéral augmentera la taxe sur le trafic aérien à partir du 01.01.2020 et empêchera le dumping des prix.

La taxe sur les véhicules à moteur thermique sera plus étroitement alignée sur leurs émissions de CO2. Pour les nouvelles immatriculations à partir du 1.1.2021, l´impôt sera principalement basé sur les émissions de CO2 par km et augmentera progressivement au-delà de 95 gCO2/km (barème du malus écologique).

Agriculture

Le secteur agricole doit émettre au maximum entre  58 et  61  Mt CO2éq par an en 2030. Les instruments existants réduiront les émissions à seulement 67 Mt CO2éq par an d’ici 2030. Le delta d’environ 6 à 9 Mt CO2éq par an sera bouclé grâce à une combinaison de mesures telles que moins d’excédents d’azote, plus d’agriculture biologique, moins d’émissions provenant de l’élevage, une gestion durable des forêts et l’utilisation du bois, et moins de déchets alimentaires.

Industrie

L’industrie doit réduire ses émissions à 140 -143 Mt CO2éq par an d’ici 2030, c´est-à-dire à environ la moitié par rapport à 1990. Elle a déjà réalisé une réduction substantielle. Sur cette base, un déficit de 43 à 48 Mt CO2éq par an doit être comblé, soit environ 25 %.

Des mesures de soutien en faveur de l’efficacité énergétique et de l’utilisation rationnelle des ressources ainsi que de l’expansion des énergies renouvelables devaient  permettre de réaliser les réductions de CO2 envisagées.

Secteur énergétique

Les émissions devaient se situer entre 175 et 183 Mt CO2éq par an d’ici 2030 dans le secteur énergétique. Des réductions considérables ont déjà été réalisées dans ce secteur. Cette évolution positive se poursuivra avec l’abandon progressif du charbon, le développement des énergies renouvelables et l’augmentation de l’efficacité énergétique.

Sortie progressive des centrales au charbon et lignite d´ici 2038

Selon les recommandations de la « Commission Croissance, Changement structurel et Emploi », également appelée « Commission Charbon », la sortie du charbon et du lignite pour produire de l’électricité est prévue au plus tard d´ici 2038. A partir de 2030, seule une capacité de 17 GW restera au réseau / 9/.  Le gouvernement fédéral a présenté fin août 2019 un projet de loi sur le renforcement structurel des régions lignitifères /10/ et décidera avant fin 2019 la sortie progressive la production d’électricité au charbon et lignite conformément aux recommandations de la Commission Charbon.

Augmentation de la part des énergies renouvelables

La poursuite d’un développement ambitieux et synchrone au développement des réseaux des énergies renouvelables est un élément décisif pour atteindre les objectifs climatiques. Le gouvernement allemand s’est fixé comme objectif d’atteindre une part de 65% d’énergies renouvelables dans la consommation d’électricité d’ici 2030 notamment par le développement de l´éolien (67-71 GW d´éolien terrestre, 20 GW d´éolien en mer) et du photovoltaïque (98 GW) soit une augmentation de la capacité installée de plus de 80% par rapport à fin 2018 /11/.

De nouvelles réglementations en matière d´éloignement entre éoliennes terrestres et habitations ainsi que de nouveaux avantages financiers pour les municipalités dans lesquelles les éoliennes sont construites devraient accroître leur acceptation.

L’objectif de développement d´éoliennes en mer sera porté de 15 à 20 GW en 2030 et le plafond actuel du photovoltaïque de 52 GW sera supprimé.

De plus le gouvernement reconnaît le rôle important des technologies de stockage pour la réussite de la transition énergétique, et elles devraient donc être exemptées des impositions en vigueur.

Recherche et développement

L’hydrogène « vert » est considéré comme jouant un rôle central dans la restructuration de l’économie. Le gouvernement présentera une stratégie « hydrogène »  d’ici fin 2019.

Le gouvernement soutiendra l’implantation d’une filière batterie en Allemagne à hauteur d’environ un milliard d’euros.

Le gouvernement encouragera aussi la recherche et le développement dans le domaine du stockage et de l’utilisation du CO2. Il peut s’agir d’une solution pour des émissions qui ne peuvent être évitées autrement.

Programme de soutien des citoyens

Des programmes de financement permettront à chacun de faire face aux nouvelles exigences de l’environnement.

Cela inclut, par exemple, la possibilité de déduction fiscale des rénovations énergétiques des bâtiments et une aide de financement pour le remplacement des systèmes de chauffage au mazout par de nouveaux systèmes de chauffage plus respectueux du climat. La prime pour l´achat d´un véhicule électrique sera reconduite.

Le gouvernement  réduira à  moyen terme les coûts de l’électricité afin de contrebalancer le nouveau prix carbone. Le principe : si les recettes provenant du prix carbone augmentent, le prix de l’électricité sera davantage réduit.

Les trajets domicile-travail bénéficieront d’un taux forfaitaire plus élevé à partir de 2021, en fonction de la distance parcourue.

En outre, les personnes qui perçoivent des aides au logement ne doivent pas subir la hausse des prix de l’énergie. Le gouvernement fédéral augmentera la subvention au logement de 10%.

Il y aura également un allègement pour les transports publics : pour les parcours à longue distance en train la TVA sera réduite de 19% à 7%.

Financement du programme

Tous les revenus supplémentaires provenant du programme de protection du climat seront réinvestis dans des mesures de protection du climat ou restitués aux citoyens à titre de compensation. Le gouvernement fédéral n’est pas désireux d’obtenir des recettes supplémentaires pour l’État.

Au total, environ 100 milliards d’Euros seront prévus d’ici à 2030, dont plus de 54 milliards d´Euros dans les quatre prochaines années.

Fig 2_Finanzplan_1
Figure 2 : Volume total du programme entre 2020 et 2023 (en millions d’Euros)

Le Fonds pour l’énergie et le climat reste  l’instrument de financement central pour la transition énergétique et la protection du climat en Allemagne.

Mise en œuvre du programme de protection du climat 2030

Le Cabinet des ministres a l´intention adopter avant fin 2019 les mesures législatives nécessaires à la mise en œuvre du programme de protection du climat pour 2030.

Bon nombre de ces mesures exigent des modifications du budget fédéral, de la législation ou de la réglementation. Comme toujours, la décision appartiendra au parlement (Bundestag) et à la chambre haute (Bundesrat).

Bibliographie

/1/ Bundesregierung (2019)

Eckpunkte für das Klimaschutzprogramm 2030, Fassung nach Klimakabinett

https://www.bundesregierung.de/resource/blob/975226/1673502/855f58eed07bcbbd697820b4644e83a7/2019-09-20-klimaschutzprogramm-data.pdf?download=1

/2/ Bundesregierung (2019)

Überblick Klimaschutzprogramm 2030

https://www.bundesregierung.de/breg-de/themen/klimaschutz/klimaschutzprogramm-2030-1673578

/3/ BMU (2019)

Communiqué de presse N° 173/19 du 09.10.2019 : „Schulze: Klimaschutz wird Gesetz!“, https://www.bmu.de/pressemitteilung/schulze-klimaschutz-wird-gesetz/

/4/ BMU (2019)

Klimaschutzprogramm 2030 der Bundesregierung zur Umsetzung des Klimaschutzplans 2050

Cliquer pour accéder à klimaschutzprogramm_2030_umsetzung_klimaschutzplan.pdf

/5/ BMU (2019)

Entwurf eines Gesetzes zur Einführung eines Bundes-Klimaschutzgesetzes und zur Änderung weiterer Vorschriften

https://www.bmu.de/fileadmin/Daten_BMU/Download_PDF/Gesetze/gesetzesentwurf_bundesklimaschutzgesetz_bf.pdf

/6/ BDEW (2019)

Stefan Kapferer zu den Klimabeschlüssen des Bundeskabinetts,

https://www.bdew.de/presse/presseinformationen/stefan-kapferer-zu-den-klimabeschluessen-des-bundeskabinetts/

/7/ CDE – Connaissance des Energies (2019) 

Quel est le montant de la « taxe carbone » en France ?,  https://www.connaissancedesenergies.org/il-ny-pas-de-taxe-carbone-en-france-170601

/8/ CDE – Connaissance des Energies (2019)

Le juste prix d’une taxe carbone ? 75 dollars la tonne selon un rapport du FMI, https://www.connaissancedesenergies.org/afp/le-juste-prix-dune-taxe-carbone-75-dollars-la-tonne-selon-un-rapport-du-fmi-191010?utm_source=newsletter&utm_medium=fil-info-energies&utm_campaign=/newsletter/le-fil-info-energies-10-oct-2019

/9/ Allemagne Energies (2019)

Allemagne : Une sortie du charbon préconisée d’ici 2038, https://allemagne-energies.com/2019/01/27/allemagne-une-sortie-du-charbon-preconisee-dici-2038/.

/10/ Allemagne Energies (2019)

Le Conseil des ministres allemand approuve le projet de loi sur les aides fédérales pour accompagner la sortie du charbon, https://allemagne-energies.com/2019/09/01/le-conseil-des-ministres-allemand-approuve-le-projet-de-loi-sur-les-aides-federales-pour-accompagner-la-sortie-du-charbon/

/11/ Allemagne Energies (2019)

Le paysage énergétique allemand en 2018 , https://allemagne-energies.com/2019/01/07/le-paysage-energetique-allemand-en-2018/

/12/ BMU (2019)

Communiqué de presse du N° 186/19 du 23.10.2019 : „Bundeskabinett bringt nationalen Kohlenstoffdioxid-Emissionshandel auf den Weg“, https://www.bmu.de/pressemitteilung/bundeskabinett-bringt-nationalen-kohlenstoffdioxid-emissionshandel-auf-den-weg/

L´Agence Fédérale des Réseaux publie l’équilibre offre-demande d’électricité pour les hivers 2019-2020 et 2022-2023

Temps de lecture : 4 – 6 min

  • Le scenario le plus contraignant pour la stabilité du réseau en hiver 2019-2020 est une production éolienne élevée dans le nord de l´Allemagne au moment du crépuscule (faible production photovoltaïque) avec une consommation élevée en Allemagne et dans les pays voisins
  • En plus d´un management accru du réseau (redispatching), il faut activer une capacité de réserve d´environ 5,2 GW de centrales thermiques à flamme dans le sud de l´Allemagne.
  • En revanche pour l’hiver 2022 – 2023 les besoins de capacité de réserve pourraient dépasser les 10 GW. Cette évaluation ne tient pas encore compte des préconisations de la Commission Charbon d´arrêter 12,5 GW de centrales à charbon et lignite d´ici 2022.

L´Agence Fédérale des Réseaux (Bundesnetzagentur) a publié le 2 mai 2019 son analyse de l’équilibre offre-demande d’électricité pour les hivers 2019-2020 et 2022-2023 /1/, /2/. Cette analyse s´appuie sur le rapport des quatre gestionnaires des réseaux de transport (GRT).

Situation hiver 2019-2020

Contrairement aux attentes, le scenario le plus critique pour la stabilité du réseau n´est pas la production éolienne et solaire quasi nulle mais une production éolienne élevée dans le nord de l´Allemagne au moment du crépuscule (faible production photovoltaïque) avec une consommation élevée en Allemagne et dans les pays voisins fin d´automne ou en hiver.

Le tableau montre le scénario potentiellement le plus critique pour la stabilité du réseau en hiver 2019-2020. Dans ce scénario la consommation nationale est estimée à 86,9 GW et l´exportation à 11 GW.

Compte tenu des indisponibilités présumées des moyens de production et du retard du développement des réseaux (notamment les tracés nord – sud),  le solde « production – consommation » donne une situation excédentaire en Allemagne du nord (+ 29,4 GW) et une situation déficitaire en Allemagne du sud (-18,4 GW) nécessitant une exportation accrue d´environ 11 GW. L´impact de l´exportation sur le flux nord- sud varie selon la destination (pays situé au nord ou sud de l´Allemagne).

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Tableau : scénario potentiellement le plus critique pour la stabilité du réseau en hiver 2019-2020

Pour garantir la stabilité du système électrique dans cette situation, il faut utiliser d´une part le potentiel disponible de redispatching de 9,6 GW des centrales pilotables participant au marché de production de l´électricité. En pratique, cela veut dire que les GRT réduisent la production des centrales pilotables au nord du Main (latitude N 50,4°) et augmentent leur production au sud de cette latitude.

Etant donné que le potentiel de redispatching du marché de l´électricité est insuffisant, il faut d´autre part activer une capacité de réserve de 5,16 GW située en Allemagne du sud pour faire face au déséquilibre dans la production d’électricité entre le nord et le sud de l´Allemagne. Il s´agit des centrales  thermiques à flamme considérées d´importance systémique,  et pour lesquelles la demande d´arrêt des exploitants au motif  de rentabilité insuffisante n´a pas été accordée.  Ces centrales de réserve ne sont pas autorisées à participer au marché de production mais seront uniquement employées à la demande des GRT pour le maintien de la stabilité du système électrique.

Compte tenu du fait que les besoins de réserve sont environ 1,5 GW plus bas que pour l’hiver précédent /3/,  les centrales de réserve déjà contractées en Allemagne permettront de couvrir les besoins de l’hiver 2019-2020.

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Capacité de réserve : centrale à charbon de Bexbach (STEAG), 780 MW, Sarre-Palatinat

Situation hiver 2022-2023

L´Agence Fédérale des Réseaux a effectué une première évaluation de l’équilibre offre-demande d’électricité pour l’hiver 2022-2023. Selon le calcul, les besoins de réserve seront pratiquement doublés par rapport à l´hiver 2019-2020 et passeront à 10, 65 GW.

Les raisons sont les suivantes :

  • prise en compte des nouvelles exigences, conformément à la réglementation européenne, à savoir l´augmentation des capacités d´interconnexion.
  • sortie définitive du nucléaire fin 2022, ce qui conduit à l´aggravation du déséquilibre dans la production d’électricité entre les régions du nord et du sud.

Afin d´assurer la sécurité du système électrique dans la période allant de l´arrêt du nucléaire jusqu´à la mise à disposition des nouvelles lignes à courant continu, l´ Agence fédérale des Réseaux a déjà accordé en 2017 /4/ la construction de 1200 MW de capacité de soutien du réseau (besondere netztechnische Betriebsmittel) repartie sur 4 régions en Allemagne du sud (4 unités de 300 MW chaque). La mise en service des installations est prévue à partir d´octobre 2022

La mise en service de nouvelles lignes et notamment des tracés nord – sud en courant continu, prévue pour 2025, pourrait réduire les besoins de capacité de réserve. Mais en attendant, il faudrait, pour la seule stabilisation des réseaux, maintenir une capacité de réserve importante. Les frais seront répercutés sur les consommateurs.

L’origine de cette capacité de réserve importante n’a pas encore été déterminée. Les centrales de réserve à disposition en Allemagne en 2022 seront très vraisemblablement insuffisantes. Il faudrait éventuellement contracter des moyens pilotables à l´étranger.

Compte tenu du fait qu´une incertitude considérable entoure encore les pronostics pour l´hiver 2022-2023, l´Agence Fédérale des Réseaux continue pour l´instant à surveiller la situation et  prendra des décisions en temps utile.

L´évaluation pour l’hiver 2022-2023 ne prenant pas encore en compte les préconisations de la Commission Charbon, à savoir arrêter définitivement d’ici 2022  une capacité de 12,5 GW des centrales à charbon et lignite /5/, cela devrait encore modifier les besoins de capacité de réserve en fonction de la position géographique de ces centrales. 

Références

/1/ Bundesnetzagentur, communiqué de presse du 2.5.2019 : « Bundesnetzagentur gibt Netzreservebedarf bekannt », https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Pressemitteilungen/DE/2019/20190502_Netzreserve.html?nn=265778

/2/ Bundesnetzagentur (2019) : « Feststellung des Bedarfs an Netzreserve für den Winter 2019/2020 sowie das Jahr 2022/2023 »,

https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Downloads/DE/Sachgebiete/Energie/Unternehmen_Institutionen/Versorgungssicherheit/Berichte_Fallanalysen/Feststellung_Reservekraftwerksbedarf_2019.pdf?__blob=publicationFile&v=3

/3/ Allemagne-Energies (2018)  : « Pour les hivers 2018-2019 et 2019-2020, l´agence fédérale des réseaux évalue à 6,6 GW la capacité de réserve des centrales thermiques à flamme », https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Downloads/DE/Sachgebiete/Energie/Unternehmen_Institutionen/Versorgungssicherheit/Berichte_Fallanalysen/Systemanalyse_UeNB_2018.pdf?__blob=publicationFile&v=2

/4/ Bundesnetzagentur (2017) : « Bericht zur Ermittlung des Bedarfs an Netzstabilitätsanlagen gemäß §13k EnWG », https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Downloads/DE/Sachgebiete/Energie/Unternehmen_Institutionen/Versorgungssicherheit/Berichte_Fallanalysen/BNetzA_Netzstabilitaetsanlagen13k.pdf?__blob=publicationFile&v=3.

/5/ Allemagne-Energies (2019) : « Allemagne : Une sortie du charbon préconisée d’ici 2038 », https://allemagne-energies.com/2019/01/27/allemagne-une-sortie-du-charbon-preconisee-dici-2038/

 

Les gestionnaires des réseaux de transport publient le projet révisé du plan de développement des réseaux de transport à l´horizon de 2030

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Temps de lecture : 7 – 9 min

Les quatre gestionnaires des réseaux de transport (GRT) ont présenté mi-avril 2019 le projet révisé du plan de développement des réseaux de transport à l´horizon de 2030.

Suite au nouvel objectif d´une part de 65% d´énergies renouvelables à la consommation d´électricité d´ici 2030, les besoins d’extension des réseaux électriques de transport sont plus importants et plus chers que dans les évaluations antérieures. Ils passeront de 7 700 km à plus de 12 000 km selon le scénario retenu.  La capacité des tracés nord-sud à haute tension en courant continu sera augmentée à 12 GW. Les coûts totaux du projet révisé se situent maintenant entre 61 et 62,5  milliards d´Euros selon le scénario.

L’Agence Fédérale des Réseaux soumettra, après analyse des propositions des GRT, le plan de développement au gouvernement. Il servira de base à la programmation fédérale des besoins. Le projet de programmation fédérale sera ensuite soumis pour accord au parlement (Bundestag, Bundesrat)  courant 2019.  Après adoption, la programmation fédérale constitue la base pour le développement des réseaux de transport à l´ horizon 2030.

Scénarios énergétiques

Un cadre des scénarios d´approvisionnement et de consommation de l´électricité (voir tableau en annexe) fournit la base de planification du développement des réseaux de transport (terrestre et en mer).

En coordination avec l´Agence Fédérale des Réseaux, cinq scénarios ont été retenus : un scenario à court terme B 2025, trois scenarios à l´horizon de 2030 (A, B et C)  et un scenario à plus long terme à l’horizon 2035 /1/, /2/.

Tous les scenarios visent l´objectif d´une part de 65% des énergies renouvelables à la consommation de l´électricité à l´horizon 2030. Seule l’importance des différentes technologies des énergies renouvelables employées varie selon le scénario. De plus les scénarios se distinguent au niveau du degré d´innovation relative à la production centralisée et décentralisée, de leur utilisation dans les autres secteurs (électromobilité et pompes à chaleur ménagères) et du degré d´utilisation de stockage d´énergie et de management du réseau (Demand Side Management).

Un objectif du tournant énergétique de 2011 était la baisse de la consommation nationale de l´électricité d´au moins 25% d´ici 2050.  Pratiquement tous les scénarios 2030 partent de l´hypothèse d´une augmentation de la consommation nationale notamment en raison de l´utilisation accrue d´électricité dans les autres secteurs.

Les propositions récentes /3/ de la Commission Charbon (réduction à 17 GW de la capacité totale des centrales charbon et lignite d´ici 2030) correspondent au scenario C 2030 (17,1 GW).

Les scénarios 2030 visent un plafond d´émissions annuelles de CO2 de 184 Mt CO2 ce qui correspond à une réduction d´environ 50% par rapport à 1990 (366 Mt CO2).

Plan commun de développement des réseaux de transport

Le cadre des scenarios a permis aux quatre GRT d´établir un plan commun de développement des réseaux de transport distribué pour consultation aux acteurs du marché en février 2019.

Suite aux amendements, le projet révisé a été publié mi-avril 2019 /1/. Il confirme la programmation fédérale des besoins actuellement en vigueur (pour mémoire : la programmation fédérale actuelle de développement des réseaux de transport a déterminé 7700 km comme prioritaires) et préconise des mesures supplémentaires (nouvelles lignes et renforcement des lignes existantes).

Pour le scenario C 2030 à titre d´exemple, les GRT estiment que 1700 km de lignes nouvelles et 3250 km de renforcement des lignes existantes supplémentaires seraient nécessaires.

Dans tous les scenarios 2030, ils proposent la construction de deux nouvelles lignes à haute tension en courant continu d’une capacité cumulée de 4 GW sur une longueur d´environ 1160 km. Elles viendraient s’ajouter aux tracés nord – sud en courant continu déjà prévus. On passerait ainsi à un total de 12 GW et une longueur supérieur à 3600 km (voir figure 1).

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Figure 1 : Tracés nord – sud en courant continu (projet 2030) – nouveau tracé proposé en rouge

Les besoins totaux en lignes nouvelles et renforcement des lignes existantes passeront à 12090 km dans le scénario C 2030. Dans les autres scénarios, les besoins totaux varient légèrement entre 11480 km (A 2030) et 12670 km (B 2035).

Les coûts du scenario moyen B 2030 augmenteront à 61 milliards d´Euros par rapport aux 52 milliards d´Euros du premier projet 2030. Le coût du scenario C 2030 est évalué à 62,5  milliards d´Euros.

Motifs pour l´augmentation du besoin

La raison principale est la décision du gouvernement en 2018 d´augmenter l´objectif de la part d´énergies renouvelables à la consommation d´électricité à 65% d´ici 2030.

Malgré l´emploi de technologies innovantes, telles que le stockage d´énergie et le power-to-gaz, l´augmentation de la part des énergies renouvelables nécessite l´extension des réseaux électriques pour faire face à l´aggravation du déséquilibre dans la production d’électricité en Allemagne.  Tandis que la production dans le nord et l’est du pays équivaut pratiquement au double de la demande, il y a un déficit dans le sud et l’ouest,  où entre un quart et la moitié de la consommation annuelle d’électricité doit être assurée par des importations depuis d’autres régions ou des pays voisins. L’électricité éolienne produite dans le nord doit donc être amenée à des centres de consommation électrique dans le sud et dans l’ouest de l’Allemagne.

De plus la production aléatoire peut excéder pendant de nombreuses heures la consommation nationale, entrainant la nécessité d´exporter l´électricité en surplus.  Les scénarios 2030 partent de l´hypothèse d´un solde exportateur d´énergies renouvelables entre 44,4 et 75,6 TWh lissé sur l´année. L´Allemagne restera donc un fort exportateur d´électricité en Europe à l´horizon 2030. 

Evaluation de la stabilité du système électrique

Sur la base du scénario B 2035, les GRT ont évalué la stabilité du système électrique dans l´hypothèse d´une sortie complète des centrales à charbon et lignite.

Compte tenu du fait que ces centrales injectent aussi de la puissance réactive dans le réseau, leur arrêt nécessite de recourir à d’autres moyens de compensation. Les analyses ont montré un besoin important d´équipements de compensation de puissance réactive, compris entre 38,1 et 74,3 Gvar (Gigavoltampère réactive) selon le degré de réduction du couple charbon /lignite.

Absence d´une appréciation approfondie de la sécurité d´approvisionnement

Une appréciation approfondie de la sécurité d´approvisionnement ne fait pas partie du plan de développement des réseaux à l´horizon de 2030. Pour l´exemple, pour une consommation de pointe de 80 GW en cas de vague de froid décennale le scénario C 2030 prévoit une capacité pilotable de 80,7 GW composée de 69,1 GW de centrales conventionnelles, 5,6 GW d´hydroélectricité et 6 GW de biomasse. Des indisponibilités comme des arrêts de tranche ou des déficits hydrauliques n’ont pas été retenues. Pour assurer la sécurité d´approvisionnement il faut s´appuyer sur le Demand Side Management (une capacité de 6 GW d´effacement est envisagée) ou des importations des pays voisins.

Programmation fédérale des besoins

L’Agence Fédérale des Réseaux soumettra, après analyse des propositions des GRT, le plan de développement au gouvernement. Il servira de base à la programmation fédérale des besoins. Le projet de programmation fédérale sera ensuite soumis pour accord au parlement (Bundestag, Bundesrat)  courant 2019. Après adoption, la programmation fédérale des besoins constitue  la base pour le développement des réseaux de transport à l´ horizon 2030.

Le gouvernement est tenu de présenter tous les quatre ans au législateur la programmation des besoins des réseaux. La dernière version date de 2015.

Annexe : Scénarios pour le plan de développement des réseaux 2030 (édition 2019)

Tabelle

Références

/1/ Communiqué de presse du 15.04.2019 de TenneT, Amprion, 50Hertz, TransnetBW: „Übertragungsnetzbetreiber übergeben zweiten Entwurf des Netzentwicklungsplans 2030 (2019)“ https://www.tennet.eu/de/news/news/uebertragungsnetzbetreiber-uebergeben-zweiten-entwurf-des-netzentwicklungsplans-2030-2019/

/2/ GRT : « Zweiter Entwurf des NEP 2030 (2019) – Vorstellung der Ergebnisse », 30.4.2019, https://www.netzentwicklungsplan.de/sites/default/files/paragraphs-files/Dialogveranstaltung_Ergebnisse_NEP_2030_2019_2_Entwurf.pdf

/3/ Allemagne-Energies : « Allemagne : Une sortie du charbon préconisée d’ici 2038 », https://allemagne-energies.com/2019/01/27/allemagne-une-sortie-du-charbon-preconisee-dici-2038/

La Fédération allemande des industries de l’énergie et de l’eau (BDEW) demande des incitations à l’investissement pour la construction de nouvelles centrales moins émettrices en CO2

Temps de lecture : 3 – 4 min

Début avril 2019 la Fédération allemande des industries de l’énergie et de l’eau (BDEW) a publié ses prévisions sur le développement du parc des centrales conventionnelles à l´horizon 2023. La capacité du parc pourrait baisser à 67,3 GW contre 88,6 GW aujourd’hui. Des incitations à l´investissement pour la construction de nouvelles centrales seraient nécessaires pour faire face à des situations de pointe prévues à 81,8 GW au début des années 2020.

Le BDEW attire une fois plus l´attention sur l´érosion du parc thermique d´ici 2023 /1/ (voir aussi /3/ et /4/). Entre fin 2017 et mars 2019 la capacité totale du parc des centrales conventionnelles a diminué d´environ 2,8 GW à 88,6 GW. Malgré la mise en service prévue d´une nouvelle capacité de 4,6 GW de centrales à gaz, la capacité totale du parc pourrait tomber à 67,3 GW d´ici 2023 compte tenu de la mise hors service prévisionnelle d´environ 26 GW.

Selon le pronostic de l´agence fédérale des réseaux, la demande en situation de pointe pouvant atteindre 81,8 GW au début des années 2020, le parc conventionnel ne pourrait donc plus assurer l´équilibre offre – demande d´électricité. L´approche du BDEW ne tient pas compte des importations des pays voisins et des énergies renouvelables considérées comme peu fiables pour la gestion des périodes de pointe compte tenu du fait qu´une grande partie des 120 GW installés fin 2018 /5/ est intermittente (éolien, photovoltaïque).

La figure 1, extraite d´une présentation du BDEW lors de la foire de Hanovre 2019 /2/ montre le développement du parc conventionnel à l´horizon 2023.

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Figure 1 : Centrales conventionnelles – évolution du parc 2017 – 2023

La capacité prévisionnelle de 67,3 GW en 2023 suppose :

  • la construction d´une capacité de 4,6 GW de centrales à gaz,
  • le maintien – pour cause d´importance systémique – d´une capacité de 6,9 GW
  • la mise en œuvre par le gouvernement de la proposition de la commission gouvernementale aussi appelée « Commission charbon ». La Commission préconise l´arrêt d´une capacité d´au moins 12,6 GW, dont 7,7 GW de centrales à charbon et 4,9 GW de centrales à lignite d´ici 2022. Cela nécessiterait un arrêt supplémentaire d´une capacité de 6,7 GW en plus des arrêts déjà effectués en 2018 ou prévus jusqu`à 2022.

Malgré l´augmentation du prix de l´électricité sur le marché spot, les conditions financières pour la construction de nouvelles centrales à gaz ne sont pas réunies. Seuls 10 projets sont en construction dont tout juste 600 MW de centrales à gaz.

Parmi les nouvelles capacités à gaz prévues d´ici 2023, 960 MW seront des centrales de cogénération et 1200 MW (4 centrales à gaz à 300 MW) des centrales destinées à assurer, en cas de besoin, la sécurité d’approvisionnement en Allemagne du sud suite à l´arrêt définitif du nucléaire et au lent développement du réseau.

Pour garantir la construction des nouvelles centrales à gaz en temps voulu, le gouvernement allemand devrait mettre en place un cadre d’incitation à l’investissement selon le BDEW. L´Allemagne ne dispose pas d´un mécanisme de capacité, rémunérant les installations pour la capacité qu’elles mettent à disposition du marché. Actuellement l´agence fédérale des réseaux décide au cas par cas si une centrale a une importance systémique pour obtenir une rémunération complémentaire : ce qui ne donne pas de garanties suffisantes aux investisseurs.

Références

1/ BDEW (2019), communiqué de presse du 1.4.2019 :  „Neubau von CO2-armen Kraftwerkskapazitäten stockt – Nur 10 Kraftwerke im Bau“ (Kraftwerksliste), https://www.bdew.de/presse/presseinformationen/neubau-von-co2-armen-kraftwerkskapazitaeten-stockt/

/2/ BDEW (2019), Foliensatz: Entwicklung der Stromerzeugung, des Stromverbrauchs und des Kraftwerkparks, https://www.bdew.de/media/documents/PI_20190401_Foliensatz-PK-Hannover.pdf

/3/ Allemagne-Energies (2018) : « Érosion des moyens de production pilotables dans l´Union Européenne », https://allemagne-energies.com/2018/09/01/erosion-des-moyens-de-production-pilotables-dans-lunion-europeenne/

/4/ Allemagne-Energies (2018) : « La capacité de production en pointe du parc allemand pourrait ne plus garantir la sécurité d’approvisionnement à partir de 2020 lors d’un hiver rigoureux (mise à jour du 24 avril 2018),  https://allemagne-energies.com/2018/01/26/la-capacite-de-production-en-pointe-du-parc-allemand-pourrait-ne-plus-garantir-la-securite-dapprovisionnement-a-partir-de-2020-lors-dun-hiver-rigoureux

/5/ Allemagne-Energies (2019) : « Le paysage énergétique allemand en 2018 », https://allemagne-energies.com/2019/01/07/le-paysage-energetique-allemand-en-2018/

 

Stockage d’énergie à sels fondus – une nouvelle affectation pour des centrales à charbon et lignite ?

Temps de lecture 4 – 6 minutes

  • L’Allemagne dispose d´une capacité d´environ 45 GW de centrales au charbon et au lignite /1/. La commission gouvernementale sur la sortie du charbon préconise la fermeture de 12,5 GW d’ici 2022 et la sortie progressive à l´horizon de 2038 /2/.
  • Au lieu de la déconstruction des centrales arrêtées, la question d´une nouvelle affectation dans le cadre de la transition énergétique se pose. Une idée est leur conversion en  dispositif de stockage d’énergie pour suppléer aux énergies renouvelables intermittentes.

RWE a annoncé l´étude d´une installation pilote en coopération avec le centre allemand pour l’aéronautique et l’astronautique (DLR) et l´université d´Aix-la-Chapelle ayant pour objectif la conversion d´une centrale à charbon en dispositif de stockage d´énergie dans des sels fondus  /3/, /4/.

L´idée d´un dispositif de stockage d’énergie à sels fondus n´est pas nouvelle et a été déjà étudiée dans le cadre de centrales thermiques solaires permettant de générer de l’électricité indépendamment du jour et de la nuit.

L´association d´un tel dispositif de stockage à une centrale à charbon permettrait l´utilisation de  l´infrastructure existante (turbo-alternateur, connexions au réseau) et le maintien du site en activité.

Principe de fonctionnement

La figure 1 schématise le détail de l’installation.

Figure 1_1
Figure 1 : Schéma de l´installation pilote d´un dispositif de stockage d´énergie dans des sels fondus (source RWE)

A l’intérieur d’un réservoir appelé réchauffeur électrique, la surproduction des éoliennes et du photovoltaïque est utilisée pour réchauffer à environ 600 °C un fluide caloporteur (les sels fondus) à l’aide de résistances.  Les sels fondus chauds sont ensuite transférés dans un réservoir calorifugé capable de contenir une grande quantité de sels fondus chauds. Lorsque cela est nécessaire, les sels fondus chauds passent par un échangeur thermique pour produire la vapeur nécessaire à la production d’électricité. Celle-ci meut le turboalternateur existant de la centrale à charbon. Les sels fondus retournent ensuite dans le réservoir froid (250 à 300°C) et le processus se répète en boucle fermée.

Perspectives

Le DLR considère /5/ que la conversion des centrales thermiques à flamme en dispositif de stockage d’énergie à sels fondus pourrait être un élément clé pour suppléer aux énergies renouvelables intermittentes dans un système énergétique avec une part importante de production d´électricité à partir d´éolien et de photovoltaïque.

Ce dispositif de stockage est particulièrement adapté au photovoltaïque compte tenu du cycle jour et nuit. La surproduction du photovoltaïque pendant la journée sera stockée sous forme de chaleur et retransformée dans la nuit en électricité. Une capacité de stockage de 6 à 18 heures serait suffisante. Dans des épisodes prolongés de production éolienne et solaire quasi nulle, le turboalternateur peut en cas de besoin être alimenté par la vapeur générée par du combustible fossile ou du gaz vert (biogaz ou power-to-gaz). Cela permettrait de réduire la capacité des centrales conventionnelles en backup.

Le rendement du système (transformation de l´électricité intermittente en électricité pilotable) est estimé à 40%.

La conversion d´une centrale à lignite en dispositif de stockage d´énergie permettrait une réduction significative des émissions CO2 d´environ 1150 gCO2/kWh à environ 60 gCO2/kWh.

En revanche le coût de production est estimé à environ 140 €/MWh donc un facteur 4 par rapport au cout de production actuel d´une centrale à lignite. La conversion d´une centrale n’a  finalement de sens sur le plan économique qu´en cas de modification des conditions réglementaires, par exemple l´interdiction de la production électrique à partir de charbon et lignite ou l´introduction d´une taxe carbone.

Projet d´installation pilote

L´installation pilote sera construite dans les bassins miniers de Rhénanie. Une capacité de stockage de 1 GWh est visée. La construction est prévue au début des années 2020.

L´installation pilote permet d’étudier les coûts d’exploitation et de maintenance associés à cette option technologique dans des conditions réelles d’exploitation.

Les travaux de planification de l´installation pilote sont subventionnés par le Land Rhénanie-Westphalie avec 2,9 M€.

Bibliographie

/1/ Bundesnetzagentur (2019) : Kraftwerksliste , 7.3.2019, https://www.bundesnetzagentur.de/DE/Sachgebiete/ElektrizitaetundGas/Unternehmen_Institutionen/Versorgungssicherheit/Erzeugungskapazitaeten/Kraftwerksliste/kraftwerksliste-node.html

/2/ Allemagne-Energies (2019) : « Allemagne : Une sortie du charbon préconisée d’ici 2038 », https://allemagne-energies.com/2019/01/27/allemagne-une-sortie-du-charbon-preconisee-dici-2038/

/3/  RWE (2019), communiqué de presse du 15.3.2019 :  « Wegweisendes Pilotprojekt: Im Rheinischen Revier entsteht ein Wärmespeicherkraftwerk », https://news.rwe.com/wegweisendes-pilotprojekt-im-rheinischen-revier-entsteht-ein-warmespeicherkraftwerk/

/4/ DLR (2019), communiqué de presse du 25.1.2019 : « Wärmespeicher – Ein sauberer Weg aus der Kohle? Drittes Leben für Kraftwerke », https://www.dlr.de/dlr/presse/desktopdefault.aspx/tabid-10172/213_read-31924/#/gallery/28300

/5/ DLR (2019) « Wärmespeicherkraftwerke – Positionspapier des DLR zum Umbau von Kohlekraftwerken auf einen CO2-neutralen Betrieb », 22.02.2019, https://www.dlr.de/dlr/Portaldata/1/Resources/documents/2019/DLR_Positionspapier_Waermespeicherkraftwerke.pdf